Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 14.09.2014
Размер файла 693,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Ю10

2467-2475

0,858

7,93

83

-

20

34

44,5

57,5

2,25

8,06

3,5

0,77

50

-

-

-

-

-

-

254

Ю10

2511-2515

0,853

7,28

63

-

24

36

46

57

1,55

9,69

4,2

1

50

-

-

-

-

-

-

256

Ю10

2442-2454

0,855

6,89

92

-

18,6

30

42

55,5

2,05

5,3

4,6

0,85

44

-

-

-

-

-

-

257

Ю10

2498-2512

0,853

6,42

82

-

18

32

45

59

3,9

3,3

2,5

1,12

52

-

-

-

-

-

-

258

Ю10

2509-2520

0,84

6,21

71

-

23

34

44

57

2,8

8,5

2,6

1,04

52

-

-

-

-

-

-

260

Ю10

2442-2453

0,834

4,86

48

-

23

33,8

43,8

57

1,01

9,74

2,6

0,69

54,5

-

-

-

-

-

-

261

Ю10

2463-2479

0,836

4,81

51

18,07

23,07

33,4

37,8

47,3

2,24

7,45

1,02

0,7

46

22,2

18,69

32,67

27,51

45,13

38

262

Ю10

2463-2478

0,846

7,34

82

-

19

33

43,5

57

1,01

5,8

0,38

0,6

47

22,15

18,54

35,37

29,61

42,48

35,56

264

Ю10

2484-2499

0,839

8,69

89

-

17,5

31

44

60,5

1,58

6,95

2,96

0,93

53

-

-

-

-

-

-

271

Ю10

2409-2478

0,837

4,91

72

-

23

35

46

58

1,3

2,4

3,15

0,73

49

-

-

-

-

-

-

273

Ю10

2483-2495

0,845

5,21

65

-

22

32,9

43

54

2,1

2

2

0,79

53

-

-

-

-

-

-

Ср. значения

0,845

6,53

73,7

17,85

20,97

31

43,7

56,5

1,78

6,75

2,76

0,84

50,1

22,17

18,61

34

28,56

43,8

38,75

Рис. 2.2 Запасы нефти по категориям

В связи с этим были пересмотрены запасы нефти и растворенного газа по I-IV блокам разработки и району скважины 254. Прирост запасов составил (категории В+С1) - 2891 тыс. т, он включает в себя также неактивные запасы в количестве 897 тыс. т, находящиеся в зоне нефтенасыщенных толщин менее 3,1 м. Таким образом, непосредственному освоению подлежат 1994 тыс. т или 1,5 % от утвержденных в 1992 году балансовых запасов нефти месторождения по категории В+С1.

По Западно-Весенней площади запасы нефти определены в следующих количествах: по категории С1 - 845 тыс. т, по категории С2 - 3156 тыс. т, при подсчетных параметрах: открытая пористость - 0,18, нефтенасыщенность - 0,62, плотность - 0,845 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,83.

Согласно уточненным геологическим построениям выполнен пересчет нефтенасыщенных объемов и балансовых запасов нефти и растворенного газа с использованием подсчетных параметров Первомайского месторождения. При этом получены следующие результаты: запасы категории С1 составляют 963 тыс. т, категории С2 - 989 тыс. т. Также подсчитан ожидаемый объем неактивных запасов, находящихся в зоне нефтенасыщенных толщин менее 2 м. Последние составляют 106 тыс. т или 5 %, таким образом, активные запасы категорий С1+С2 Западно-Весенней площади оцениваются равными 1846 тыс. т /6/.

Подсчетный план и структурная карта по кровле продуктивного пласта Ю10 приведены на рисунке 2.8.

2.4 Гидрогеология

Первомайское месторождение нефти по гидрогеологическому районированию располагается в Обском суббассейне Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе бассейна выделяется два гидрогеологических этажа - верхний и нижний, разделенных мощной толщей преимущественно глинистого состава.

В пределах нижнего гидрогеологического этажа на месторождении на основе геолого-гидрогеологических и геофизических материалов выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных глинистыми водоупорами /8/.

Доюрский водоносный комплекс является самым нижним комплексом и приурочен к верхней части доюрских отложений. На месторождении эти отложения вскрыты поисковыми и разведочными скважинами. Литологически эти отложения представлены сильно карбонатизированными, филлитизированными алевролитами, реже песчаниками и эффузивными породами. Нижняя граница этого водоносного комплекса в пределах месторождения не установлена. С вышележащим водоносным комплексом тюменской свиты имеется гидродинамическая связь, что обуславливает несущественное различие между ними. Для этих отложений характерна низкая водообильность.

Минерализация вод доюрских образований Каймысовского свода достигает 41 г/л. По составу воды хлоридно-натриевые. Содержание йода 5,3 мг/л, брома 79,8 мг/л.

Нижнесреднеюрский водоносный комплекс охватывает песчано-глинистые отложения тюменской свиты, толщина которых на месторождении резко изменяются от 38 до 150м. Песчаные водоносные пласты не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми разностями или выклиниваются. Песчаники обладают низкими коллекторскими свойствами и поэтому характеризуются низкой водообильностью. Тип вод по химическому составу хлоридно-натриевый с минерализацией до 39 г/л, состав растворенного газа метаново-азотный.

Верхнеюрский водоносный комплекс связан с горизонтом Ю1, сложенный двумя песчаными пластами - Ю10 и Ю13-4, разделенными выдержанным прослоем аргиллита 7-14м, что делает их самостоятельными гидродинамическими системами. От нижнего комплекса верхнеюрский отделен регионально выдержанной толщей аргиллитов нижневасюганской подсвиты. Пласты Ю10 и Ю13-4 сложены преимущественно песчаниками мелко-среднезернистыми, от слабосцементированных до крепких. Пласт Ю10 является на месторождении продуктивным, залежь нефти этого пласта разрабатывается. Оба пласта в пределах месторождения выдержаны и содержат пластовую воду. Режим нефтяной залежи продуктивного пласта характеризуется как упруго-водонапорный с краевой водой, поэтому скважины, вскрывшие залежь, работают на фонтанирующем режиме.

Тип вод по составу хлоридно-натриевый. Содержание йода 4,8-10,3 мг/л, брома - 56,6-304 мг/л, бора - 66,1-207,5 мг/л, аммония - 60-195 мг/л. Из редких элементов отмечается высокое содержание стронция - 540 мг/л.

Характерные особенности химического состава вод верхнеюрского возраста следующие:

минерализация вод колеблется от 18,5 до 48,1 г/л, а высокие величины ее (30,7-40,1 г/л) отмечаются в восточной части месторождения;

содержание гидрокарбонат-иона изменяется в значительных пределах от 134 до 927,2 мг/л, при этом повышение его отмечается также в восточной части;

содержание бора составляет 14-27 мг/л, распределяясь по площади равномерно;

содержание иона аммония колеблется в больших пределах: от 20 до 84,4 г/л;

в восточной части месторождения отмечаются высокие концентрации железа, достигающие 151 мг/л;

из микроэлементов (стронций, литий, рубидий, цезий и др.) замечено повышенное содержание стронция - до 780 мг/л, существенно превышающее промышленную кондицию.

Валанжинский водоносный комплекс включает песчаные пласты куломзинской свиты от Б8 до Б16-20 (ачимовская пачка). Водоупорной кровлей комплекса служит регионально выдержанная пачка аргиллитов верхней части куломзинской свиты. Водообильность песчаных пластов низкая.

По химическому составу воды хлоридно-кальциево-натриевые с минерализацией до 30 г/л (чаще 19-21 г/л) и метановым составом растворенного газа. Содержание йода - 9,2-19,7 мг/л, иона аммония - 21-24 мг/л, брома - 45,7-60,8 мг/л.

Готерив-барремский водоносный комплекс включает отложения тарской, киялинской и алымской свит, в составе которых выделяются песчаные водоносные пласты группы А и Б. Водоупорной кровлей служит регионально выдержанная толща аргиллитов и аргиллитоподобных глин кошайской пачки.

По химическому составу воды хлоридно-кальциево-натриевые с минерализацией 20-22 г/л, метановым составом растворенного газа. Для вод комплекса характерно увеличение концентрации магния до 140 мг/л, кальция - до 1,6 г/л, повышенное содержание йода и брома.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс объединяет песчано-глинистые отложения покурской свиты. Он характеризуется хорошей водообильностью песчаных пластов, которые имеют значительную мощность. Данный водоносный комплекс используется для забора воды с целью поддержания пластового давления на месторождении.

Водоупорной кровлей являются глинистые отложения верхнего мела. Хорошая изолированность отложений покурской свиты обуславливает своеобразие гидродинамических и гидрохимических условий данного комплекса. Воды по составу хлоридно-натриевые с минерализацией 17,9 г/л. Содержание хлоридов достигает 840 мг/л. Воды бессульфатные, нитриты и нитраты не обнаружены. Содержание общего железа достигает 1,9 мг/л, иона аммония - 44 мг/л. Микрокомпоненты содержатся в следующих количествах: йод - 9,2 мг/л, бром - 54,3 мг/л, бор - 18,5 мг/л. По содержанию йода и брома, величине температуры подземные воды комплекса относятся к термальным лечебным водам.

Верхний гидрогеологический этаж включает отложения олигоцен-четвертичного возраста и существенно отличается от нижнего этажа. Этот комплекс содержит пресные воды. В нижней части комплекса залегают водоносные горизонты чеганской свиты. Глубина залегания кровли составляет 101-343м. Минерализация вод достигает 400 мг/л, по составу они гидрокарбонатно-хлоридные, среди катионов преобладает кальций, реже магний.

Водоносный горизонт алымской свиты вскрыт скважинами на глубинах 54-224 м, толщина его составляет 25-37 м. Водоносные породы - пески от мелко - до крупнозернистых, иногда с гравием. Водоупорной подошвой являются глины чеганской свиты. Надежной водоупорной кровли нет, поэтому от гидравлически связан с вышележащим водоносным горизонтом новомихайловской свиты, а на отдельных участках через "окна” - даже с водами четвертичных отложений. Воды горизонта напорные, пьезометрическая поверхность иногда поднимается на 3м и выше поверхности земли. Эти воды гидрокарбонатные натриево-кальциевые. Воды бессульфатные, содержание хлоридов 67 мг/л, гидрокарбонатов 344 мг/л, нитратов 5,5 мг/л. Содержание общего железа колеблется от 3,6 до 9,8 мг/л, что превышает санитарные нормы в 10-30 раз, а иона аммония - 6 мг/л (ПДК - 2,5 мг/л).

Водоносный горизонт новомихайловской свиты гидравлически связан как с нижележащим горизонтом алымской свиты, так и с вышележащим горизонтом четвертичных отложений. Толщины водоносных пород составляют в среднем 60-80 м, глубина залегания кровли колеблется в пределах 65-100 м. Литологический состав пород - песок разной зернистости, реже - глины.

Воды по химическому составу гидрокарбонатные кальциево-магниевые и магниево-кальциевые с минерализацией до 0,3 г/л. Содержание железа не превышает 3,1 мг/л.

Водоносные горизонты четвертичных отложений характеризуются большой неоднородностью литологического состава пород, значительной изменчивостью химического состава и гидродинамических характеристик. Преимущественно эти воды аллювиальных пойм и надпойменных террас. Тип вод по анионному составу гидрокарбонатно-хлоридный, по катионному - кальциево-магниевый и магниево-кальциевый. Содержание железа высокое и достигает 40 мг/л.

Верхний гидрогеологический этаж характеризуется наличием пресных вод. Для водоснабжения производственных и хозяйственно-бытовых объектов наиболее приемлемы водоносные горизонты новомихайловской и алымской свит На рисунке 2.9 приведена схематическая карта минерализации пластовых вод Первомайского месторождения. Сведения о физических свойствах, напорах пластовых вод и их химический состав приведены в таблицах 2.6 и 2.7 /8/.

Таблица 2.6 Сведения о пластовых давлениях, физических свойствах и напорах пластовых вод Первомайского месторождения

№ скв

Пласт

Пластовая

температура,°С

Удельный вес воды, г/смі

Вязкость в пластовых условиях, спз

Пластовое давление, ат

Приве-

денное давление, ат

Напор, м

при 20°С

в пласт. усл.

271

Pz

95

-

-

-

260,0

-

2483

255

Ю3

91

-

-

-

263,5

-

2574

249

Ю2

90

-

-

-

262,0

-

2546,8

256

Ю10

91

1,018

0,975

0,39

252,0

-

2510,2

259

Ю13-4

93

1,026

0,989

0,62

255,0

-

2510,6

269

Ю13-4

90

1,028

0,995

0,67

260,0

-

2557,2

247

Ю13-4

91

1,024

0,992

0,64

262,0

261,2

2542,0

251

Ю10

89

1,023

0,993

0,65

259,0

261,0

2526,0

252

Ю10

87

1,023

-

-

261,0

260,0

2509,2

268

Ю10

90

1,020

1,000

0,41

259,4

260,2

2528,0

272

Ю10

90

1,020

0,994

0,63

257,6

261,9

2528,6

Таблица 2.7 Химический состав вод Первомайского месторождения

№ скважины

271

249

247

256

255

271

261

258

256

260

Пласт

Pz

Ю13-4

Ю10

Б12

Б9

Б8

Б7

Б5

А1

ПК1-3

Содер-жание ионов, мг/л

Са

689,4

761,5

1042,1

1867,7

1747,4

1883,7

1703,4

1883,8

737,5

114,2

Mg

21,8

121,6

243,2

14,6

нет

9,7

85,1

608,0

58,4

37,7

Na

9684,2

13059

13496

5103,0

5588,6

5929,2

4940,7

4560,0

3104,0

5760,3

Cl

15885

21274

23047

11453

11594

12374

10780

12055

6240

9077,8

SО4

61,1

нет

нет

21,6

нет

4,1

нет

3,7

44,0

0,41

HCО3

50,6

976,3

549,17

378,3

89,6

82,7

158,6

122,0

134,2

201,4

J

5,3

6,47

7,45

9,2

12,3

13,2

8,9

13,5

5,7

13,18

Br

79,8

120,0

228,0

60,8

72,6

75,0

49,3

24,8

24,2

64,8

HBО3

28,9

132,0

207,5

43,0

61,8

64,9

13,6

40,9

24,0

37,5

NН4

63

60

70

30

30

18

21

23

30

63

Минерали-зация, г/л

26,6

35,7

36,1

18,95

18,98

20,25

17,58

19,17

10,25

15,09

Na/Сl

-

0,94

0,90

0,70

0,70

0,70

0,70

0,60

0,80

0,98

Удельный вес, г/см

1,019

1,023

1,026

1,011

1,014

1,017

1,013

1,012

1,009

1,011

Тип воды

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

3. Геологическое строение, анализ состава и коллекторских свойств продуктивного пласта Ю10 Первомайского месторождения

3.1 Характеристика объекта исследования

Детальное строение продуктивного пласта Ю10 изучено на основании материалов геофизических исследований с учетом лабораторных определений по керну и результатов испытания объектов в колонне.

Геологическое строение продуктивного пласта представлено на рисунке 3.1 Пласт представляет собой песчаное тело, ограниченное сверху и снизу неколлектором. Внутри пласта имеются тонкие линзы уплотняющих тел, которые уменьшают эффективную толщину пласта.

Для оценки неоднородности пласта построена схема распространения наиболее характерных типов пласта, представленная на рисунке 3.2 На схеме выделены четыре зоны. Первая зона - северная часть (скважина 259) района, где продуктивный пласт выклинивается. Вторая зона - это переходная зона, характеризуется монолитным песчаным пластом небольшой толщины. В третьей зоне - центральной пласт Ю10 представлен двумя мощными песчаными пропластками, разделенными глинистым прослоем. И четвертая зона - южная, где продуктивный пласт разделен на три и более пропластков уплотняющими прослоями, представленными, как правило, известковистыми крепко сцементированными песчаниками. (Рис.3.2, 3.3) /5 /.

Проведение эксплуатационного бурения в северо-западной части месторождения позволило выявить некоторые особенности геологического строения данного участка. Скважинами 802, 803, 810, 812, 88, 89, 90, 104, 116, 105, 118, 119, 134, 135, 145 вскрыто песчаное тело рукавообразной формы, приуроченное к структурному понижению. При детальной корреляции пласта Ю10 и данного песчаного тела заметно, что последнее сформировалось в более ранний период осадкообразования, когда на Первомайской площади накапливались глины, разделяющие пласты Ю11 и Ю10, и только затем происходило накопление пласта Ю10. В пределах разбуренного участка данное песчаное тело имеет размеры: ширина - 1,0 - 1,5 км, длина - 3,5 км. Учитывая блоковую форму кривой ПС данного песчаного тела, незначительную его ширину по сравнению с выявленной протяженностью, резкую границу с вмещающими породами и глинистый состав последних, можно сделать вывод о принадлежности данного песчаного тела к фациям приливно-отливных течений. Для них характерна малая извилистость и большая протяженность. Таким образом, возможно его обнаружение за пределами площади распространения пласта Ю10 восточнее скв.259. Перфорация и испытание данного объекта проводилось совместно с пластом Ю10 /6/.

В пределах территории Первомайского месторождения общая толщина пласта составляет, в основном, 8-15 м, при этом она сравнительно стабильна на Первомайском и южной части Весеннего поднятий и резко изменчива в северной части Весеннего поднятия, где ее значения изменяются от 0 (скважина 259) до 22 м (скважина 88). Эффективная толщина пласта меняется от 0,6м (скважина 35) до 15,6 м (скважина 2289). Основная часть значений толщины колеблется в пределах 5-12 м, эффективная составляет в сводовых частях структур 6-7 м, увеличиваясь на крыльях до 11-14 м. Резкие колебания эффективной мощности отмечаются в северо-западной части Весеннего поднятия (0,6-11 м).

Таким образом, наибольшие эффективные толщины пласта отмечаются в центральной и юго-восточной частях месторождения. В северо-западном направлении происходит уменьшение эффективных толщин за счет литологического замещения песчаных пластов глинистыми разностями до полного их выклинивания в скважине 259. Также уменьшение эффективных нефтенасыщенных толщин характерно для сводовой и присводовой частей структуры.

Характеристика толщин пласта представлена в таблице 3.2 и на рисунке 3.3.

По результатам изучения разрезов 776 скважин средний коэффициент расчлененности пласта определен равным 2,8. Коэффициент песчанистости в среднем равен 0,8, по площади изменяется незакономерно и нередко достигает значений 0,9-1,0 (табл.3.3) /6/.

Таблица 3.1 Классификация терригенных коллекторов по А.А. Ханину

Класс коллектора

Название породы

Эффективная

пористость, %

Проницаемость

по газу, мД

Характеристика

коллектора

по проницаемости и емкости

I

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

>16,5

>20

>23,5

>29

>1000

то же

то же

то же

Очень

высокая

II

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

15-16,5

18-20

500-1000

то же

Высокая

III

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

21,5-23,5

26,5-29

11-15

14-18

16,8-21,5

20,5-26,5

то же

то же

100-500

то же

то же

то же

то же

то же

Средняя

то же

то же

то же

IV

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

5,8-11

8-14

10-16,8

12-20,5

10-100

то же

то же

то же

Пониженная

V

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

0,5-5,8

2-8

3,3-10

3,6-12

1-10

то же

то же

то же

Низкая

VI

Песчаник среднезернистый

Песчаник мелкозернистый

Алевролит крупнозернистый

Алевролит мелкозернистый

<0.5

<2

<3,3

<3,6

<1

то же

то же

то же

Весьма низкая, обычно не имеет практичес-кого значения

Таблица 3.2 Характеристика толщин пласта Ю10

Толщина

Наименование

Зона пласта

По пласту в

целом

нефтяная

водо-нефтяная

Общая

Средняя, м

9,8

11,3

9,9

Коэффициент вариации, доли ед.

0.12

-

0,394

Интервал изменения, м

1,2-16,8

5,4-17,6

1,2-17,6

Нефте-

насыщенная

Средняя, м

7,7

5,0

7,5

Коэффициент вариации, доли ед.

0.14

-

0,408

Интервал изменения, м

0,6-15,6

1,2-11,2

0,6-15,6

Эффективная

Средняя, м

7,7

9,2

7,9

Коэффициент вариации, доли ед.

0,11

-

0,406

Интервал изменения, м

0.6-15,6

3,6-13,6

0,6-15,6

Таблица 3.3 Статистические показатели характеристик неоднородности пласта Ю10

Пласт

Количество

скважин

Коэффициент

песчанистости,

доли ед.

Коэффициент

расчлененности,

доли ед.

Среднее

значение

Изменение

Среднее

значение

Изменение

Ю10

776

0,8

0,46-1,0

2,8

1-7

3.2 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю10

Для получения литологических характеристик продуктивного пласта Ю10 Первомайского месторождения использовался материал, полученный в процессе поисково-разведочных работ и эксплуатационного разбуривания залежи.

Песчаный пласт Ю10 стратиграфически связан с верхними отложениями васюганской свиты верхней юры, перекрытыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты, которая является региональной покрышкой для залежей углеводородов и залегает на глубинах 2444-2547 м (абс. отм. - 2346-2462 м); литологически однороден в пределах всего месторождения, за исключением района скважины 259 в крайней северо-западной части Весеннего поднятия, где он выклинивается и полностью замещен глинистыми породами.

Продуктивный пласт сложен преимущественно песчаниками серыми, средне-мелкозернистыми, иногда крупнозернистыми, часто однородными, неслоистыми, слабосцементированными, с прослоями более крепких, алевритисто-глинистых, с повышенной карбонатностью. В верхней части пласта содержатся вкрапления и линзочки мелкозернистого пирита, включения глауконита и органического вещества. В нижней части пласта отмечается постепенное увеличение содержания глинистого материала в виде прожилок мелкозернистого алевролита и крепкосцементированного аргиллита.

Гранулометрический, петрографический составы и физические свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) пород-коллекторов изучены достаточно подробно. Всего по пласту сделано 744 определения пористости, из них 448 из нефтенасыщенной части; 533 определения проницаемости, из них 341 из нефтенасыщенной части; 572 определения связанной воды, из них 352 определения из нефтенасыщенной части /7/.

Степень равномерности изучения пласта Ю10 по площади и по разрезу хорошая. В среднем на одну скважину и на 1 метр нефтенасыщенной мощности приходится соответственно 26,3 и 3,7 определений.

Песчаники пласта Ю10 серые, иногда с буроватым оттенком и бурые, мелко-среднезернистые, алевритистые. Сортировка обломочного материала хорошая, реже средняя.

Алевролиты разнозернистые, светло-серые, серые, иногда с буроватым оттенком, содержит растительный детрит.

Аргиллиты серые и темно-серые, алевритовые, слоистые за счет разницы в гранулометрическом составе.

3.2.1 Гранулометрический состав

Гранулометрический состав пород пласта Ю10 отмечается хорошей отсортированностью слагающего породы материала. Наибольшее развитие в составе песчаников получила мелкопесчаная фракция (0,1-0,25мм). Содержание ее колеблется в пределах 30-88 %. Подчиненное распространение свойственно среднепесчаной фракции (0,25-0,5мм) 30-38 %, лишь в некоторых скважинах она доминирует 39-61 % (скважины 252, 266). В ряде скважин соотношения этих фракций близки (скважины 65, 269). Примесь крупноалевритовой фракции (0,1-0,05мм) составляет 7-11 %, реже - до 22 %. Содержание мелкоалевритовой фракции (0,05-0,01 мм) обычно незначительно /7/.

В целом по структуре зоне максимального развития аргиллитов (>40 %), характерной для сводовой части, соответствует зона пониженного содержания средне-мелкозернистой песчаной фракции. И наоборот, зоне пониженного содержания аргиллитов (крыльевая присводовая часть) соответствует зона повышенного содержания песчаной фракции. Таким образом, в период накопления пласта Ю10 Первомайская структура представляла собой пассивную подводную отмель, сводовая часть которой размывалась. В результате размыва более грубый песчаный материал накапливался в присводовой и крыльевой частях поднятия.

Содержание цемента (фракция 0,01мм) составляет 5-8 %, повышенные количества связаны с появлением карбонатных цементов. Наибольшая карбонатность отмечена в скважинах 256, 272. Площадного распространения карбонатность не имеет, что свидетельствует также о незначительном снижении коллекторских свойств песчаников за счет их вторичной закарбоначенности.

3.2.2 Петрографический состав

Петрографический состав пород пласта изучался иммерсионным методом. Песчаники пласта Ю10 полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварц-полевошпатовые, содержание кварца 35-63 % и полевых шпатов 20-53 %, обломков пород от 5-15 % до 17-18 %, реже 20-30 %. Увеличение содержания их отмечено в скважине 256. Слюды присутствуют в незначительных количествах /7/.

Кварц наблюдается в изометричных, неправильных зернах с четкими и растворенными контурами, с каемками регенерации.

Полевые шпаты - неправильные, изометричные, короткопризматические и таблитчатые, часто с растворенными контурами. Представлены они плагиоклазами и калиевыми разностями, свежими и измененными. Степень изменения от слабой до интенсивной. Выражается она в пелитизации, серицизации, каолинизации и карбонатизации. Довольно часто наблюдается микропертировые прорастания. Отмечается обрастание зерен альбитовыми каемками.

Обломки пород представлены кремнистыми (микрокварциты и кремни), метаморфическими (кремнисто-слюдистыми, глинисто-серицитовыми, серицитовыми) реже эффузивными разностями.

Слюды зеленые, бесцветные, деформированные, гидратизированные, иногда по ним развиваются вторичные минералы (сидерит пелитоморфный, пирит, кальцит, лейкоксен).

Из акцессорных минералов отмечены титанистые минералы, гранат, турмалин, циркон, апатит.

Аутогенные минералы в пласте Ю10 довольно разнообразны и широко распространены. Наиболее постоянно среди них присутствуют пирит и сидерит. В меньшей степени лейкоксен, анатаз, доломит, в единичных зернах лимонит и барит.

Пирит в глобулах, или в кристаллах кубической формы, в скоплениях, в землистых и тонкокристаллических образованиях неправильной формы. Он также замещает растительные остатки, иногда образует цемент.

Сидерит пелитоморфный, бурый распространен в виде сгусткоподобных образований неправильной формы, сыпи, а также развит по слюде, нередко замещая ее нацело, выполняет поры, образует пленки вокруг зерен.

В песчаниках верхней части пласта (барабинских) отмечены фосфорсодержащие минералы и глауконит в округлых зернах с трещинками синерезиса и микроагрегативной поляризацией, а иногда в виде бледно-зеленой бесформенной агрегативной массы.

Цемент песчаников и алевролитов гидрослюдисто-каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже - карбонатный и каолинит-карбонатный. Каолинит имеет совершенную степень раскристализации, что благоприятно влияет на проницаемость пород, улучшая их коллекторские свойства. Тип цементации поровый, пленочный, реже базальный. Непроницаемые породы представлены аргиллитами темно-серыми, черными, плотными, с включениями органики, местами порода окремнена и перемята, иногда в аргиллитах отмечаются тонкие (1-2 мм) прослойки светло-серого алевролита, участками песчанистого, с включениями гнезд пирита /7/.

3.3 Коллекторские свойства продуктивного пласта Ю10

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по результатам исследования керна 42 скважин. Для обоснования средних значений пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по керновым данным использовались соответственно 1053, 840 и 647 определений.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю10 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость песчаников изменяется от 9,7 до 30,3 %, основная масса значений колеблется в интервале 16-19 %. Наиболее распространенные значения проницаемости составляют 0,014-0,048 мкмІ. Величина остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 10,3-69,7 %.

Средние значения коэффициентов равны: пористости - 18 %, проницаемости - 0,031 мкмІ, нефтенасыщенности - 0,73. В таблице 3.5 приведены значения коэффициентов, определенных по геофизическим и гидродинамическим методам /6/.

В изменении коллекторских свойств пласта по площади наблюдается та же закономерность, что и в изменении мощности пласта: ухудшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники сводовых частей структур. По классификации А.А. Ханина (табл.3.1) коллекторы относятся к II-IV классам, из которых доминирующими являются коллекторы III-го класса /11/.

Для изучения распределения пористости и проницаемости пласта Ю10 строились кривые распределения, приведенные на рисунках 3.4 и 3.5 На кривых распределения максимумы соответствуют значениям пористости 18,9 % и проницаемости 0,032 мкмІ /7/.

Таблица 3.5 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Метод

определения

Наименование

Проницае-

мость, мкмІ

Порис-

тость,

доли ед.

Нефтенасы-щенность,

доли ед.

Лабораторные

исследования

Количество скважин, шт.

Количество определений

Среднее значение

Коэф. вариации, доли ед.

Интервал изменения

42

840

0,031

0.1

0,005-0,176

42

1053

0,18

0,02

0,14-0,26

42

647

0,73

0,24

0,29-0,92

Геофизические

исследования

скважин

Количество скважин, шт.

Количество определений

Среднее значение

Коэф. вариации, доли ед.

Интервал изменения

776

2080

0,046

0.028

0,003-0,083

776

2080

0,184

0,01

0,16-0, 19

677

1373

0,67

0,09

0,21-0,91

Гидро-

динамические

исследования

Количество скважин, шт.

Количество определений

Среднее значение

Коэф. вариации, доли ед.

Интервал изменения

227

253

0,017

0,018

0.001-0,098

-

-

Рис. 3.4 Кривая распределения пористости продуктивного пласта Ю10

Рис. 3.5 Кривая распределения проницаемости продуктивного пласта Ю10

4. Охрана окружающей среды

Охрана недр и окружающей среды в современных условиях - это обеспечение научно обоснованного, рационального использования земной коры и содержащихся в ней полезных ископаемых, наибольшей технически возможной и экономически целесообразной полноты извлечения их из недр, комплексного использования месторождений и добытого минерального сырья на всех стадиях его переработки. Это рациональное использование ресурсов и утилизация отходов производства, исключающие неоправданные потери минерального сырья, а также отрицательное воздействие на окружающую среду/4/.

4.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнений

В процессе эксплуатации месторождений актуальное значение имеет охрана атмосферного воздуха от загрязнений, вредные выбросы веществ в атмосферу загрязняют окружающую среду, изменяя в частности физические, химические, и биологические характеристики воздушного бассейна, На Первомайском месторождении выделяется 67 источников загрязнения атмосферы, из которых 4 являются организованными (три факела и котельная) и 63 неорганизованными (54 кустовые площадки; 3 УПСВ, на которых находятся сепараторы и насосы; нефтесборные сети).

Добыча нефти на Первомайском месторождении ведется АО " Томскнефть" ВНК. Система сбора и подготовки нефти на Первомайском месторождении герметизирована, поэтому в рабочем режиме технологического оборудования загрязнение атмосферы незначительно. При добыче нефти от кустовых площадок выделяются углеводороды, которые складываются из выбросов через неплотности фланцевых соединений запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) скважин и замерных устройств (ЗУ). Потери газа характерны для трубопроводов покоторым перемещается газ или газонасыщенная нефть. На обьектах Первомайского месторождения действуют 3типа нефтепроводов: выкидные линии от устья скважин до замерных устройств; нефтесборные сети собирающие нефть от кустовых площадок до УПСВ; напорные нефтепроводы для перекачки нефти от УПСВ до ЦППН. Большой ущерб природным комплексам наносится в результате имеющих место аварийных ситуаций. Практика эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что наиболее потенциально опасными в экологическом отношении являются трубопроводные обьекты (нефтесборные сети, нефтепроводы, газопроводы). Основными причинами аварий являются: некачественное строительство, изменение проектных решений в процессе строительства, механические повреждения, внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования. Для уменьшения вредного воздействия на природную среду на предприятии должен быть разработан план действий при аварийной ситуации. Ликвидация аварии должна осуществляться аварийной службой/13/.

На территории месторождения основными загрязняющими атмосферу веществами являются диоксид азота, окиси углерода, углеводороды, образующиеся в результате сгорания газа на факельных установках, нефти в котельной, углеводороды нефти и попутного газа, обусловленные потерями за счет испарения в системах сбора, хранения и транспорта нефти, а также углеводороды, выделяющиеся в результате залповых выбросов.

Залповые выбросы из технологических аппаратов происходят при проверке работоспособности предохранительных клапанов, а также при аварийных ситуациях. Залповые выбросы от технологических аппаратов по существующей технологии направляются на факел сжигания газа (Рис.4.1).

Снижение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы обеспечивается безаварийной работой технологического оборудования в режиме нормальной эксплуатации промысла.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха, проектными решениями предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:

полная герметизация системы сбора и транспорта нефти и газа;

стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

защита оборудования от коррозии;

частичная, а в перспективе полная утилизация попутного газа;

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

сброс нефти и газа с предохранительных клапанов в аварийные емкости или на факел;

испытание оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

применение современного блочно-комплексного оборудования заводского изготовления.

4.2 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов

В процессе производственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий следует учитывать влияние различных вредных факторов на водные ресурсы.

Основные мероприятия, способствующие охране водоемов сводятся к следующему:

запрещается сброс сточных вод в водные объекты, необходимо после доочистки использовать их в системе ППД для оборотного водоснабжения;

установление и поддержание водоохранных зон;

максимально возможное вынесение объектов из экологически уязвимых зон;

герметизированная система сбора и транспорта продукции скважин, своевременный профилактический осмотр, ремонт оборудования, трубопроводов, арматуры;

использование труб из синтетических материалов, соответствующих климатическим условиям района;

100% контроль качества сварных стыков физическим методом, испытание трубопроводов на прочность и плотность;

переходы трубопроводов через водные преграды должны осуществляться подземно;

отсыпка кустовых площадок с учетом поверхностной системы стока;

бетонирование оснований технологических площадок с бортиком по периметру под оборудование, где возможны утечки нефтепродуктов;

сбор разлившихся нефтепродуктов в аварийную емкость с последующей передачей на ДНС.

Выполнение этих мероприятий как на стадии строительства, так и эксплуатации месторождения, позволит снизить отрицательное воздействие на водные объекты и в целом на окружающую среду.

4.3 Охрана почв

Загрязнение почв нефтью и нефтепродуктами приводит к значительному экологическому и экономическому ущербу: уменьшается продуктивность лесных ресурсов, изымаются из хозяйственного нефтепользования большие площади, ухудшается санитарное состояние окружающей среды. На территории месторождения разливы нефти встречены на кустах скважин, шламовых амбарах, при порывах трубопроводов, при авариях на ДНС и УПСВ и в товарных парках. В результате технологических утечек и аварий на трубопроводах картина загрязнений на месторождении постоянно меняется.

Для предупреждения попадания в почву, в поверхностные и подземные воды отходов бурения (ОБ) и освоения скважин, хозяйственно-бытовых стоков, загрязненных ливневых стоков, организуется система накопления и хранения отходов бурения - на территории буровой сооружается земляной гидроизолированный амбар. Одним из методов утилизации ОБ является его повторное использование, что экономически выгодно при кустовом методе бурения. После окончания бурения скважин и демонтажа оборудования необходимо проводить мероприятия, направленные на ликвидацию последствий загрязнения окружающей среды при бурении. К ним относится ликвидация амбаров и рекультивация земель, отведенных во временное пользование на период бурения.

4.4 Мероприятия по охране недр

Основная задача мероприятий по охране недр в нефтегазодобывающей отрасли-обеспечение эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений в целях достижения максимального извлечения запасов нефти и газа при минимальных затратах. Вопросы охраны недр при эксплуатации и разработке нефтяных и газовых месторождений регламентируются Основами законодательства о недрах и Правилами разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

Для выполнения требований по охране недр необходимо соблюдать следующие следующие основные условия:

1. Выбор технологии бурения.

2. Выбор конструкции скважины.

3. Выбор способа вскрытия пласта.

4. Выбор интервала перфорации.

5. Выбор способа освоения скважины.

6. Выбор методов добычи.

4.5 Общая экологическая характеристика месторождения

Проведенная комплексная оценка воздействия на окружающую среду позволяет прийти к следующим выводам:

1. Освоение Первомайского нефтяного месторождения проводится в течение 20 лет. Имеются транспортные связи между месторождениями Васюганской группы: Онтонигайское, Лонтынь-Яхское, Катыльгинское, Западно-катыльгинское. Транспортировка нефти осуществляется по межпромысловому нефтепроводу: УПСВ 1,2,3 Первомайского нефтяного месторождения - ЦППН Пионерного.

Территория месторождения электрифицирована. Способ строительства и эксплуатации Первомайского месторождения - вахтовый.

2. Экологическими ограничениями территории обустройства месторождения являются водоохранные зоны рек и озер, орехопромысловые зоны лесов. Площадь водоохранных зон водоемов территории горного отвода составляет 6863 га, площадь орехопромысловых зон - 1463 га. В пределах водоохранных зон площадных объектов обустройства месторождения не имеется, линейные сооружения пересекают водоохранные зоны водотоков в местах наименьшего скопления рыбы.

3. Объекты обустройства Первомайского месторождения располагаются в пределах лесных, лесоболотных и болотных экосистем.

4. При ведении строительных работ будет нарушена среда обитания животных в радиусе 3-5 км. Эти территории утратят охотничье-промысловое значение за счет шума строительной техники и увеличения фактора беспокойства и доступности территории. Самый сильный фактор воздействия на животный мир - это фактор неконтролируемой охоты (браконьерство).

5. Почвенный покров объектов обустройства Первомайского нефтяного месторождения нарушен на площади 927 га. Кроме того, от разливов нефти замазучено 49 га земель, подлежащих очистке и рекультивации. После ликвидации промысла земли должны быть переданы землепользователю - Гослесфонду Каргасокского района - в состоянии для лесовосстановительных работ.

6. Имеющиеся на месторождении шламовые амбары постепенно рекультивируются.

7. В нормальном режиме работы при эксплуатации промысла количество выбросов вредных веществ в атмосферу ввиду значительной удаленности источников выброса друг от друга, а также в связи с благоприятными условиями рельефа, происходит рассеивание вредных веществ. В ближайшей перспективе будет решена проблема утилизации газа Васюганской группы месторождений путем внешнего транспорта газа. Произошел перевод котельной вахтового поселка Пионерный на газовое топливо, что также существенно улучшит экологическую обстановку на промысле.

8. Воздействие на поверхностные и подземные воды незначительное. Хозяйственно-бытовые стоки предприятия отправляются на очистные сооружения Катыльгинского месторождения. Система ППД на Первомайском месторождении с использованием высокоминерализованных сеноманских вод замкнутая.

9. В аварийных ситуациях при разливах нефти, буровых растворов и высокоминерализованных вод на рельеф может произойти загрязнение почв и поверхностных вод, что повлечет за собой гибель растительности на участке загрязнения, деградацию почв, гибель рыбы в водоемах. Технические решения направлены на безаварийную работу оборудования в течение всего периода эксплуатации объекта. За отступление от технических решений при строительно-монтажных работах несут дисциплинарную, административную и уголовную ответственность лица, руководящие строительством. Контроль за проведением строительно-монтажных работ осуществляет инициатор хозяйственной деятельности.

Заключение

В результате выполнения дипломной работы было рассмотрено геологическое строение пласта Ю10 Первомайского нефтяного месторождения, а также проанализирован его литологический состав и коллекторские свойства, на основании чего можно сделать следующие выводы:

Основным нефтепродуктивным пластом на месторождении является песчаный пласт Ю10 надугольной толщи васюганской свиты верхней юры.

Пласт представляет собой песчаное тело, ограниченное сверху и снизу неколлектором. Внутри пласта имеются тонкие линзы уплотняющих тел, которые уменьшают эффективную толщину пласта

Продуктивный пласт литологически однороден в пределах всего месторождения, за исключением района скважины 259 в крайней северо-западной части Весеннего поднятия, где он выклинивается и полностью замещен глинистыми породами; сложен преимущественно песчаниками серыми, средне-мелкозернистыми, иногда крупнозернистыми, часто однородными, неслоистыми, слабосцементированными, с прослоями более крепких, алевритисто-глинистых, с повышенной карбонатностью.

Гранулометрический состав пород пласта Ю10 отмечается хорошей отсортированностью слагающего породы материала. Наибольшее развитие в составе песчаников получила мелкопесчаная фракция (0,1-0,25мм). Содержание ее колеблется в пределах 30-88 %.

По петрографическому составу песчаники продуктивного пласта полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварц-полевошпатовые. Из акцессорных минералов отмечены титанистые минералы, гранат, турмалин, циркон, апатит.

Аутогенные минералы в пласте Ю10 довольно разнообразны и широко распространены. Наиболее постоянно среди них присутствуют пирит и сидерит. В меньшей степени лейкоксен, анатаз, доломит, в единичных зернах лимонит и барит.

Цемент песчаников и алевролитов гидрослюдисто-каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже - карбонатный и каолинит-карбонатный; его содержание составляет 5-8 %.

Основная часть значений толщины продуктивного пласта Ю10 колеблется в пределах 5-12 м, эффективная составляет в сводовых частях структур 6-7 м, увеличиваясь на крыльях до 11-14 м. Зонам увеличения эффективных толщин пласта соответствуют зоны повышенного содержания средне-мелкозернистой песчаной фракции.

В изменении коллекторских свойств пласта по площади наблюдается та же закономерность, что и в изменении мощности пласта: ухудшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники сводовых частей структур.

Коллекторы относятся к II-IV классам, из которых доминирующими являются коллекторы III-го класса.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю10 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость песчаников изменяется от 9,7 до 30,3 %, основная масса значений колеблется в интервале 16-19 %. Наиболее распространенные значения проницаемости составляют 0,014-0,048 мкмІ. Величина остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 10,3-69,7 %.

· Средние значения коэффициентов равны: пористости - 18 %, проницаемости - 0,031 мкмІ, нефтенасыщенности - 0,73.

В целом по залежи Первомайского месторождения плоскость ВНК имеет региональный наклон с востока на запад. Это обусловлено сложностью строения месторождения: западное крыло структуры имеет пологое строение, а восточное - относительно крутое; а также особенностями гидродинамического режима - выделяется значительное различие в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры.

Список использованных источников

1. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа.М. Недра, 1976г.

2. Жданов М.А., Гординский Е.В., Ованесов М.Г. Основы промысловой геологии газа и нефти.М., Недра, 1975г

3. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Сурков В.С. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - Москва, 1975г.

4. ИвановаМ. М, Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М., Недра, 1985г.

5. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения Томской области. Отчет ТомскНИПИнефть; В.Я. Шишкин, Томск, 1991г.

6. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения. Отчет ТомскНИПИнефть, Томск, 1995 г.

7. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения. Отчет Томского ТГУ, Томск, 1976 г.

8. Проект доразведки Первомайского месторождения. Отчет ОАО ”Томскнефтегазгеология"; А.С. Миндигалеев, Томск, 1995г.

9. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология и литолого-фациальный анализ.М., Недра, 1981 г.

10. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Под ред. проф.А. А. Бакирова.

11. Ханин А.А. Породы - коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.М., Недра, 1973г.

12. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ под ред. И.П. Чоловского. - М: Недра, 1989г.

13. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. Стрежевой, 2002г.

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены