Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

В открытом стволе опробования проводились в скважинах 1, 2, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 16, 18, 25, 94, 105, 121, 9095.

В скважинах 1, 6, 8, 10, 11, 15, 16, 18, 25, 121 притоки не получены.

В скважине 5 в интервалах 3064-3120 м и 3120-3185 м получены притоки фильтратов бурового раствора, в интервале 3023-3085 м - приток не получен.

При опробовании в скважине 9 получен приток пластовой воды с разгазированным буровым раствором, в интервалах 2571-2598 м и 2595-2645 м притоки не получены.

В скважине 14 в интервалах 2581-2636 м и 2645-2704 м получены притоки пластовой воды, в интервале 2516-2568 м - притока нет.

В скважинах 94, 105 и 9095 получены притоки пластовой воды дебитами 155,5 м3/сут, 115 м3/сут и 214 м3/сут соответственно.

Испытания в эксплуатационной колонне проводились совместно с петриковскими отложениями в скважинах 2, 5, 9, 11, 18, 22.

В скважине 2 в интервале 2587-2618 м получен приток минерализованной воды удельного веса 1,22 г/см3 с пленкой нефти дебитом до 9,6 м3/сут. Объект недоосвоен из-за низкого пластового давления.

При испытании в скважине 18 в интервале 2638-2652 м получен приток пластовой воды удельного веса 1,235 г/см3 дебитом 1,02 м3/сут.

В скважине 51 проводилось испытание на приемистость, которая составила 317 м3/сут (при Р=8,0 МПа) и 403 м3/сут (при Р=12,5 МПа).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 1, 5, 8, 9, 10, 14, 16, 18, 25, 35, 94, 105, 121 в виде запаха, выпотов и примазок нефти, следов битума.

Таким образом, можно предположить, что елецко-задонская залежь разделена в пределах скважин 1 и 6 участком непроницаемых пород (отсутствия коллектора), что подтверждено отрицательными испытаниями в данных скважинах. В районе скважины 2 авторы посчитали подсчет запасов нецелесообразным, как и для петриковской залежи.

В районе скважины 11, в которой выделен нефтяной коллектор и получены притоки нефти, подсчитаны запасы категории С1.

По условиям залегания и типу ловушки залежь массивная, сводовая, ограниченная со всех сторон контуром нефтеносности.

Коллекторами нефти в елецких отложениях являются в большей степени известняки, в меньшей - доломиты, в задонских отложениях - известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный. Размеры залежи: 1400х600х50 м.

В эксплуатацию залежь не вводилась, так как ближайшие коммуникации находятся на расстоянии 18-20 км [65].

1.4.3 Нефтеносность воронежских залежей

Залежи нефти птичских слоев воронежского горизонта

В пределах месторождения отложения птичских слоев вскрыты 61 скважиной. Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 4, 17, 29, 47, 100, 9009 в виде запаха нефти на свежем сколе, примазок нефти в кавернах и трещинах.

Западный блок.

Нефтеносность птичских слоев в западном блоке не выявлена. В скважине 9009 в мае 1968 г. при опробовании в открытом стволе интервала 3265,7-3295,0 м и при испытании в интервале перфорации 3267-3291 м в апреле 1969 г. притоки не получены. При совместном опробовании со стреличевскими отложениями интервала 3289-3325 м также приток не получен. По данным ГИС пласты-коллекторы в птичских отложениях не выделены.

Центральный блок.

Впервые приток нефти получен в открытом стволе при совместном опробовании со стреличевскими отложениями интервала 3461-3539 м в декабре 1972 г. в скважине 9095. Дебит - 410 м3/сут. По данным ГИС коллекторы в птичских отложениях в этой скважине не выделены. В мае 1974 г. при испытании в эксплуатационной колонне непосредственно птичских отложений в скважине 17 получен приток нефти дебитом 268 м3/сут. В этой же скважине в апреле 2001 г. получен приток нефти с технической водой из интервала 3441-3453 м.

По результатам ГИС пласты-коллекторы выделены в скважинах 17, 29, 47, 55, 57, 98, 99, 113, 124, 128. В районе этих скважин выделен нефтеносный участок, ограниченный с севера, востока и юга зоной отсутствия коллекторов, с запада и юго-востока - тектоническим нарушением.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 55) до 7,9 м (скв. 124), пористость изменяется от 5,6 % (скв. 29) до 11,2 % (скв. 47), нефтенасыщенность - от 82,8 % (скв. 29) до 89,6 % (скв. 47).

Залежь птичских слоев разрабатывается совместно с залежью стреличевских слоев.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная и тектонически экранированная. Размеры залежи: 1750х875х145 м.

Восточный блок.

Впервые приток нефти из птичских отложений был получен в открытом стволе скважины 4 при совместном опробовании со стреличевскими отложениями (март 1974 г.) интервала 3579-3647 м. Дебит составил 39 м3/сут.

Опробования в открытом стволе непосредственно в птичских отложениях проводились только в скважинах 46 и 56. Притоки не получены.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,5 м (скв. 67) до 5,5 м (скв. 4), пористость изменяется от 5,7 % (скв. 112) до 10,6 % (скв. 111), нефтенасыщенность - от 83,2 % (скв. 112) до 89,2 % (скв. 111).

Залежь птичских слоев разрабатывается совместно с залежью стреличевских слоев (скв. 112). Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь восточного блока представлена в виде двух полей, разделенных зоной отсутствия коллекторов. Поле, расположенное на востоке, представляет собой пластовую сводовую залежь, тектонически экранированную оперяющим разломом с северо-запада и литологически ограниченную со всех остальных сторон. Размеры поля: 1825х1280х185 м.

Поле, расположенное на западе в районе скважины 4, представляет собой линзу, ограниченную радиусом дренажа, а на юго-востоке - экранирована сетью оперяющих нарушений. Размер поля: 300х225х20,1 м.

Необходимо заметить, что запасы промышленной категории (С1) сосредоточены только в районе скважин 4 и 112. Остальная часть залежи центрального блока птичских слоев характеризуется запасами непромышленного значения (С2).

В скважинах 1, 3, 7, 13, 88, 106, которые расположены вне рассматриваемых блоков на востоке месторождения, так же был проведен ряд совместных испытаний со стреличевскими слоями. Притоки не получены.

Залежи нефти стреличевских слоев воронежского горизонта

Отложения вскрыты в пределах месторождения 59 скважинами.

Западный блок.

Нефтеносность стреличевских слоев западного блока не выявлена. Испытание проводили в скважине 9009 в интервале 3299-3317 м. Притока не получено. Нефтепроявления в керне встречены в интервале 3301,7-3318,3 м в виде налетов черного битуминозного вещества и запаха бензина. По данным ГИС коллекторы не выделены.

Центральный блок.

Впервые приток нефти был получен в открытом стволе при совместном опробовании с птичскими отложениями в скважине 9095 в декабре 1972 г. (см. выше). Непосредственно из стреличевских слоев впервые приток нефти получен в открытом стволе скважины 59 из интервала 3673-3720 м в ноябре 1978 г. Дебит составил 207 м3/сут.

Опробования в открытом стволе выполнены также в скважинах 16, 28, 50, 57, 9095 совместно с птичскими слоями (см. выше). По данным ГИС пласты-коллекторы выделены в скважинах 28, 50, 9095.

Продуктивные отложения встречены на абсолютных отметках от минус 3218,9 м (скв. 100) до минус 3403,6 м (скв. 42). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,9 м в скважине 126 до 23,4 м в скважине 57. Минимальное значение пористости 5,1 % выделено в скважине 126, максимальное - 8,6 % в скважине 57; соответственно нефтенасыщенности - 82,8 % в скважине 126 и 88,3 % в скважине 59.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограниченная контуром нефтеносности (минус 3417 м).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 26, 27, 100 в виде запаха по свежему сколу, выпотов нефти по кавернам и трещинам. Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 3375х1500х222 м.

Залежь разрабатывается совместно с птичскими слоями. Вступила в разработку скважиной 9095 в апреле 1974 г. со среднесуточным дебитом нефти 207,7 т/сут, и разрабатывалась скважинами 17, 28, 29, 47, 54, 57s2, 58s2, 59, 98, 99, 9095. В настоящее время добыча ведется скважинами 28, 99 на искусственном водонапорном режиме с поддержанием пластового давления. Нагнетание осуществляется в скважину 42 (ноябрь-декабрь 2010 г. в бездействии). На ранней стадии разработки закачка велась в скважину 26.

Восточный блок.

В колонне впервые приток нефти получен при совместном испытании с птичскими отложениями в скважине 4 в интервале 3632-3663 м в ноябре 1979г.

Непосредственно из стреличевских слоев приток безводной нефти был получен в открытом стволе скважины 45 в мае 1979г. Дебит составил 405 м3/сут.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная на западе, юге, востоке и литологически ограниченная в районе скважин 5, 123. На севере границей служит контур нефтеносности (на абс. отметке минус 3474 м).

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 3325х1750х224 м.

Продуктивные отложения залегают на абсолютных отметках от минус 3257,2 м (скв. 9133) до минус 3453,6 м (скв. 97). Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины выделены в скважине 19 (23,0 м), минимальные - в скважине 64 (1,0 м). Пористость изменяется от 5,3 % (скв. 9136) до 11,1 % (скв.69), нефтенасыщенность - от 84,3 % (скв. 9136) до 90,8 % (скв. 69).

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.2; 1.3.

1.4.4 Нефтеносность семилукских залежей

В пределах месторождения отложения горизонта вскрыты 68 скважинами.

Западный блок.

В пределах блока пробурена только одна скважина 9009.

При совместном опробовании с воронежским и саргаевским горизонтами в открытом стволе интервала 3318,55-3361,6 м получен приток нефти (дебит не определен). При испытании в эксплуатационной колонне интервала перфорации 3337-3347 м получен промышленный приток нефти (дебит не определен). Пласты-коллекторы выделены по данным ГИС только в семилукских отложениях.

Нефтепроявления в керне отмечались в интервале 3344,8-3347,8 м в доломитах: каверны заполнены нефтью.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, тектонически экранированная. Размеры залежи: 1570х 325х9 м.

Продуктивные отложения вскрыты скважиной на абсолютной отметке минус 3191,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 7,6 м, пористость - 9,0 %, нефтенасыщенность - 89,0 %.

Залежь вступила в разработку 30.06.1969 г. со среднесуточным дебитом безводной нефти 30 т/сут. Добыча нефти прекратилась в ноябре 1988 г. В связи с тем, что скважиной 9009 отобраны практически все извлекаемые запасы нефти - 20,762 тыс. т (94,4 % от НИЗ), разработка залежи в ближайшее время не предусматривается.

Центральный блок

Впервые приток нефти получен в декабре 1972 г. открытом стволе скважины 9095 при опробовании семилукских отложений в интервале 3575-3598 м. Дебит составил 94,5 м3/сут.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 17, 27, 100 в виде примазок окисленной нефти в кавернах, запаха по свежему сколу.

По условиям залегания и типу ловушки залежь нефти семилукского горизонта центрального блока пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограничена контуром нефтеносности (на абсолютной отметке 3466 м). Размеры залежи: 3450х1800х202 м.

Коллекторами нефти являются доломиты. По результатам исследования керна доля каверн-трещин в общей емкости коллектора в среднем составляет 73,2 %. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Продуктивные отложения выделены на абсолютных отметках от минус 3264 м в скважине 100 до минус 3458 м в скважине 42. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 8,2 м (скв. 42) до 18,2 м (скв. 113). Максимальная пористость 14,0 % выделена в скважине 113, минимальная 7,9 % - в скважине 17; нефтенасыщенность - 92,5 % (скв. 47, 113) и 87,9 % (скв. 50).

Восточный блок.

Впервые приток пластовой воды с пленкой нефти получен в открытом стволе скважины 5 при совместном опробовании с саргаевскими отложениями в интервале 3700-3756 м в апреле 1972г. Непосредственно из семилукского горизонта приток безводной нефти получен в сентябре 1974 г. в скважине 4 при испытании в эксплуатационной колонне интервала перфорации 3688-3704 м. Дебит нефти на 7 мм штуцере составил 33 м3/сут.

Испытания на приемистость проведены в скважинах 4, 56, 66, 90, 93, 97, которая составила минимум 108 м3/сут при Р=10,0 МПа (скв. 66) и максимум - 1320 м3/сут при Р=0 МПа (скв. 97).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 4, 9051, 9054, 9129, 9130 в виде запаха нефти по свежему сколу, выпотов по порам, трещинам и кавернам, примазок окисленной нефти.

Коллекторами нефти являются доломиты. По результатам исследования керна доля каверн-трещин в общей емкости коллектора в среднем составляет 62,5 %. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограничена контуром нефтеносности (условный ВНК находится на абсолютной отметке минус 3529 м). Кроме того, залежь нефти семилукского горизонта восточного блока осложнена несколькими секущими нарушениями, не влияющими на ее разработку и гидродинамическую целостность. Размеры залежи: 3300х1925х222 м.

Продуктивные отложения вскрыты на абсолютных отметках от минус 3307 м (скв. 9133) до минус 3527,7 м (скв. 5). Эффективные нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 1,2 м в скважине 5 до 16,6 м в скважине 19. Пористость пластов-коллекторов изменяется от 6,6 % (скв. 4) до 11,8 % (скв. 91); нефтенасыщенность - от 86,6 % (скв. 4) до 91,0 % (скв. 67, 91).

Залежь вступила в эксплуатацию скважиной 4 в октябре 1974 г. начальным дебитом нефти 0,07 м3/сут. Разработка осуществлялась 25 добывающими скважинами (скв. 4, 19, 45, 52, 64, 67, 68, 69, 90, 91, 114, 120, 122, 123, 127, 9051, 9054, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136). В настоящее время разработка ведется скважинами 123, 9054, 9129, 9130, 9133, 9134, 9136 на искусственном водонапорном режиме с поддержанием пластового давления путем закачки воды в скважины 56, 90, 93. Так же закачка ранее осуществлялась и в скважины 4, 66, 97.

Вне изучаемых блоков были проведены опробования в открытом стволе в скважинах 1, 3, 7, 11, 13, 31, 106. При совместном опробовании с саргаевским горизонтом в скважине 7 - пластовая вода, в скважине 11 - нефтяная эмульсия, в скважине 31 притока не получено.

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.4; 1.5; 1.6.

1.4.5 Нефтеносность саргаевских залежей

Отложения в пределах месторождения вскрыты 78 скважинами.

Западный блок.

В пределах западного блока в саргаевских отложениях нефтеносность не выявлена. При испытании в колонне интервала 3365-3370 м в скважине 9009 приток не получен. В открытом стволе при совместном опробовании с семилукским горизонтом получен приток нефти, однако в саргаевских отложениях исследуемого интервала коллектор по данным ГИС не выделен. Нефтепроявление отмечено в интервале 3364,6-3372,6 м в виде запаха нефти на сколах.

Центральный блок.

Впервые приток нефти получен в феврале 1975 г. в скважине 17 при испытании саргаевских отложений в интервале перфорации 3550-3579 м. Дебит безводной нефти составил 110 м3/сут на 8 мм штуцере.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 16, 100 в виде выпотов и примазок нефти.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранирована с северо-запада, запада, юга, востока и литологически ограниченная на севере (в районе скважин 55, 47 и 27 выделена зона отсутствия коллекторов, граница которой проведена на середине расстояния между скважинами, в которых по данным ГИС выделен коллектор, и скважинами, в которых коллектор отсутствует). На северо-западе и крайнем северо-востоке залежь ограничена контуром нефтеносности.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 2310х1600х216 м.

Восточный блок.

Впервые приток нефти получен в мае 1976 г. в скважине 19 при испытании в колонне интервала 3636-3665м. Дебит нефти составил 82 м3/сут.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, литологически ограниченная в районе скважин 64, 90 и 5, где саргаевские отложения сложены плотными породами, и с севера ограничена условным ВНК.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9051, 9054, 9130 в виде выпотов, примазок и запаха нефти.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 2900х1810х179 м.

Залежь вступила в разработку скважиной 19 в мае 1976 г. с начальным дебитом нефти 154 т/сут. Разработка велась добывающими скважинами 19, 63, 9051, 9054 на естественном режиме без поддержания пластового давления и прекратилась в апреле 2002г.

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.7; 1.8.

1.4.6 Нефтеносность ланской залежи центрального блока

Отложения вскрыты в пределах месторождения 71 скважиной.

Нефтеносность отложений ланского горизонта доказана только в центральном блоке.

Опробования, которые проведены в восточном блоке совместно с другими горизонтами в скважинах 4, 5, 64, 65, 69, 92, 9051, 9053, 9054, 9130, притока не дали, в скважине 87 получен приток пластовой воды, в скважине 63 - фильтрат бурового раствора. В скважине 19 проведено испытание в эксплуатационной колонне непосредственно в ланских отложениях. Однако приток также не получен.

Впервые приток нефти из ланских отложений получен в скважине 17 в декабре 1974 г. при испытании в колонне интервала перфорации 3600-3608 м. Дебит безводной нефти составил 30 м3/сут.

Нефтепроявление в керне отмечено в скважине 17 в виде сильного запаха нефти на свежем сколе.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора - поровый.

Залежь нефти ланского горизонта центрального блока пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и юго-востока, с востока литологически ограниченная зоной отсутствия коллектора, с севера - условной границей подсчета (на абсолютной отметке минус 3509 м). Размеры залежи 1125х1350х158 м.

1.4.7 Нефтеносность старооскольских залежей

В 1996-1997 гг. в пределах промежуточного Рассветовского блока, отделенного от восточного блока Тишковского месторождения малоамплитудным сбросом (10 м) скважиной 9051 (ранее скважина 51-Южно-Тишковская) открыта старооскольская залежь нефти восточного блока. В эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 4,2 м3/сут.

В пределах месторождения старооскольские отложения вскрыты 41 скважиной. Всего проведено 36 испытаний: 30 в открытом стволе и 6 в эксплуатационной колонне.

Центральный блок.

Опробования в открытом стволе проведены в 7 скважинах, из них непосредственно в старооскольских отложениях - в одной скважине. В скважине 100 при опробовании в интервале 3649,5-3689 м приток не получен.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 57, 100 виде запаха нефти на свежем сколе.

Тип коллектора - поровый. Коллекторами нефти являются песчаники. Размеры залежи: 1630х960х142,1 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная нарушениями с северо-запада, запада, юга и юго-востока, литологически ограниченная с северо-востока.

Следует отметить, что в данном подсчете впервые выделена залежь старооскольского горизонта непромышленной категории С2.

Восточный блок.

Опробования в открытом стволе непосредственно старооскольских отложений проведены в скважинах 88, 9051, 9053, 9054 - притоки не получены. В скважине 9135 при опробовании совместно с наровским горизонтом интервала 3717-3761 м получен приток флюида дебитом 12 м3/сут (по ГИС выделены нефтенасыщенные пласты). При совместных опробованиях с саргаевскими, ланскими и наровскими отложениями в скважинах 5, 65, 69, 92, 9051, 9053, 9054, 9130 притоков не получено.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9051, 9053, 9054 в виде запаха нефти, примазок окисленной нефти, битума.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора-поровый.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с северо-запада, запада и юга. Контуром нефтеносности на северо-востоке и юго-востоке является условная граница подсчета. Размеры залежи:1540х810х95,5.

1.4.8 Нефтеносность залежи вильчанской серии вендского комплекса

В пределах месторождения отложения вскрыты 17 скважинами.

Впервые приток нефти получен в октябре 1997 г. при совместном опробовании с витебско-пярнусскими и архей-нижнепротерозойскими отложениями в скважине 9053 (бывшая 53-Южно-Тишковская). В интервале 3785-3843 м получен приток разгазированного бурового раствора с нефтью дебитом 142,6 м3/сут.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9054, 9130 в виде примазок окисленной нефти по микропорам и микротрещинам, запаха нефти на свежем сколе.

Таким образом, нефтеносность вильчанской серии вендского комплекса доказана только на восточном блоке.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора - поровый.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная запада и юга, с севера ограничена условным ВНК, а с востока - литологической границей. Размеры залежи: 1500х410х43 м.

Физико-химические свойства ланской залежи и залежи вильчанской серии вендского комплекса представлены в таблице 1.9.

2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

2.1 Обоснование метода подсчета

Выбор метода подсчета определяется степенью изученности геологического строения месторождения, условиями залегания и емкостными характеристиками продуктивных пластов, физико-химическими свойствами пластовых нефтей, результатами эксплуатации и режимом работы залежей.

Накопленный фактический материал по результатам бурения, изучению керна, физико-химических свойств нефти, промыслово-геофизическим исследованиям и эксплуатации скважин позволяют использовать объемный метод подсчета геологических запасов нефти для всех залежей Тишковского месторождения. Исключение составляют залежи саргаевского горизонта, геологические запасы которых подсчитаны по методу материального баланса, в связи со спецификой фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, характеризующихся повышенной трещиноватостью и наличием сульфатов, что исключает возможность использования методов промысловой геофизики для достоверного определения подсчетных параметров объемного метода.

Начальные геологические запасы по объемному методу определяются в целом для залежи по формуле:

Qг = F * h * Kоп * Kн * * , (1)

где: Qг - начальные геологические запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м2;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

Kоп - коэффициент открытой емкости, доли ед.;

Kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3;

- пересчетный коэффициент на усадку нефти, доли ед.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

Qи = Qг * , (2)

где: - коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. [20].

Геологические запасы нефти залежей саргаевского горизонта центрального и восточного блоков подсчитаны методом материального баланса по формуле С.Д. Пирсона [31] исходя из фактической удельной добычи нефти qуд. на 1 МПа:

Qн.г. = qуд. / в*, (3)

где: qуд. - удельная добыча нефти, тыс. т;

Qн.г. - начальные геологические запасы нефти, тыс. т;

в* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа-1.

В качестве контрольных методов подсчета запасов для всех залежей использованы результаты трехмерного моделирования.

2.2 Объекты подсчета

По состоянию на 01.01.2011г. на Тишковском месторождении подлежат подсчету запасы углеводородов залежей нефти петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса.

В целом по состоянию на 01.01.2011 г. на Тишковском месторождении пробурено 104 скважины. Скважины, пробуренные после пересчетов вносили дополнительную геолого-промысловую информацию, позволившую уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов. В настоящее время разбуривание и разработка залежей ведется в соответствии с “Уточнением проекта разработки Тишковского месторождения”, составленного в 2005 г. отделом проектирования и анализа разработки БелНИПИнефть [19].

На основании современного представления о геологическом строении, планируется составление нового проектного документа, в котором будут предусмотрены мероприятия по оптимизации дальнейшей разработки залежей Тишковского месторождения и выработке их остаточных запасов.

Таким образом, в связи с появлением новой геолого-промысловой информации, основанной на данных бурения скважин, уточнением проектных документов и планированием мероприятий по интенсификации добычи нефти для дальнейшей разработки залежей, возникла необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по состоянию изученности на 01.01.2011 г.

2.3 Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей Тишковского месторождения выполнен объемным методом с определением начальных и остаточных геологических и извлекаемых запасов отдельно по вышеуказанным залежам (табл. 2.1), за исключением залежей саргаевского горизонта центрального и восточного блоков, геологические запасы которых подсчитаны методом мат. баланса.

Следует отметить, что в соответствии с “Инструкцией о порядке комплексного изучения месторождений…” [21] растворенный в нефти газ относится к попутным полезным компонентам второй группы месторождений Республики Беларусь.

месторождение нефтеносность залежь

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса).

В работе дана краткая характеристика литологии и стратиграфии месторождения, тектоническая характеристика продуктивных горизонтов и нефтегазоносность, а также по каждой залежи рассмотрены физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях, а также состав газа, выделившегося при однократном разгазировании глубинных проб нефти.

Выполнена оценка состояния разработки залежей, анализ технического состояния скважин.

В целом по состоянию на 01.01.2011 г. на Тишковском месторождении пробурено 104 скважины. Скважины, пробуренные после пересчетов внесли дополнительную геолого-промысловую информацию, позволившую уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов. В настоящее время разбуривание и разработка залежей ведется в соответствии с “Уточнением проекта разработки Тишковского месторождения”, составленного в 2005 г. отделом проектирования и анализа разработки БелНИПИнефть.

Уточнение геологического строения Тишковского месторождения и составление нового проектного документа обусловили необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа продуктивных залежей месторождения по состоянию изученности на 01.01.2011 г. с учетом новых геолого-промысловых данных.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1967 г. по Разведочному тресту буровых работ объединения “Белоруснефть” - Инв. № 68. - Гомель, 1968.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1972 год по объединению “Белоруснефть”: Отчет (в двух книгах и одной папке) / “Производственное объединение “Беларуснефть”; Отв. исполнит. Е.А. Тананушко. - Гомель, 1972.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1973 год по объединению “Белоруснефть”: Отчет (в двух книгах и одной папке) / “Производственное объединение “Беларуснефть”; Отв. исполнит. Е.А. Тананушко. - Гомель, 1974.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тишковского месторождения по состоянию на 01.10.1974 г: Отчет о НИР (в двух книгах и одной папке) / Тематическая партия “Производственное объединение “Белоруснефть”; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 545. - Гомель, 1974.

Баланс запасов полезных ископаемых на 1 января 1976 года. / Всесоюзный геологический фонд Министерства геологии СССР; Составители А.Г. Тарасова, Н.Н. Моисеева. - Москва, 1976.

Подсчет запасов нефти и газа Тишковского месторождения. Этап I: Сбор, анализ, систематизация исходных данных и подсчет запасов нефти и газа (по состоянию на 1 октября 1976 года): Отчет (в одной книге и одной папке) / Тематическая партия “Производственное объединение “Белоруснефть”; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 717. - Гомель, 1976.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тишковского месторождения (по состоянию на 1 сентября 1978 года): Отчет (в 3-х книгах и 2-х папках) / Тематическая партия “Производственное объединение “Белоруснефть”; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 891. - Гомель, 1978.

Протокол № 8281 заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР от 23 мая 1979 г. Тишковское месторождение нефти и газа. - Инв. № 996. - М., 1979.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1979 год по объединению “Белоруснефть”: Отчет (в двух книгах и одной папке) / “Производственное объединение “Беларуснефть”; Отв. исполнит. Г.А. Колдашенко. - Гомель, 1980.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1987 год по объединению “Белоруснефть”: Отчет (в двух книгах и одной папке) / “Производственное объединение “Беларуснефть”; Отв. исполнит. Г.А. Колдашенко. - Гомель, 1988.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1997 год по РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 1998.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1998 год по РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 1999.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1999 год по РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 2000.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 2010 год по РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП “Производственное объединение “Белоруснефть”; Отв. исполнит. А.С. Мохорев. - Гомель, 2011.

Анализ разработки месторождений нефти и выработка рекомендаций по ее совершенствованию. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО “Белоруснефть” и авторский надзор за их выполнением. Программа добычи нефти по Тишковскому месторождению: Отчет о НИР (книга 22) / БелНИПИнефть; Руководитель договора Н.К. Карташ; Отв. исполнит. Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова. - Договор 99.43.00. Инв. № 1517. - Гомель, 2000.

Инструкция о классификации запасов, перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов, эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод.

Основы геологии Беларуси / Под общ. ред. А.С. Махнача, Р.Г. Гарецкого, А.В. Матвеева, Я.И. Аношко. - Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004. - 392 с.

Конищев В.С. Сравнительная тектоника областей галокинеза древних платформ / Под ред. Р.Г. Гарецкого. - Мн.: Наука и техника, 1984. - 190 с.

Мониторинг разработки месторожденийи залежей нефти игаза РУП”Производственное объединение “Белоруснефть”. Анализ разработки месторождений залежей нефти и газа Беларуси. Уточнение проекта разработки Тишковского месторождения: Отчет о НИР (книга 22) / БелНИПИнефть; Руководитель договора Н.К. Карташ; Отв. исполнит. Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова. - Договор 42,2005. Инв. № 3089. - Гомель, 2005.

Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов Москва, 2002.-456 с.

Инструкция о порядке комплексного изучения месторождений и подсчета запасов попутных полезных ископаемых и компонентов. Утверждена постановлением Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь от 11.05.2007 г. № 51.

Размещено на Allbest.ru