Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение Самотлорского месторождения

Геологическое строение Самотлорского месторождения

Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода. Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания. Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с углеводородной основой.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.09.2010
Размер файла 3,5 M

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:

1

СОДЕРЖАНИЕ

1. Геологическое строение Самотлорского месторождения

1.1 Введение

Характеристика Самотлорского месторождения - объект ГРП

2.1 Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода

2.1.1 Стратиграфия

2.1.2 Тектоника

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

2.1.4 Типы месторождений

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

2.2.3 Характеристика пластов

2.2.4 Петрофизическая характеристика пластов

2.2.5 Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с углеводородной основой

2.3 Сопоставление результатов определения нефтенасыщенности пластов прямыми и промыслово-геофизическими методами

3. Специальная часть

3.1 Введение

3.1.1 Сущность метода

3.2 Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями

3.3 Реология

3.4 Расклинивающие материалы(проппанты)

3.5 Типы проппантов

3.6 Техника и технология ГРП

3.7 Методика оценки эффективности

3.8 Анализ эффективности проведения работ по ГРП

3.9 Вывод к главе 3

4. Анализ экономической эффективности работ по проведению ГРП на скважинах ОДАО ''Самотлорнефть''

5. Работа СП ''Самотлор Сервиз'' в 1996году по проведению ГРП на скважинах ОДАО ''Самотлорнефть''

5.1 Вступление

5.1.1 Добыча

5.1.2 Основное производство

6. Техника безопасности

7. Охрана окружающей среды

8. Заключение

СПИСОК РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ.

ГЕОХРОНОЛОГИЧЕСКАЯ ТАБЛИЦА НИЖНЕВАРТОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

Таблица 2.1 ОДАО Самотлорнефть. Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов.

Таблица 2.2 Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО"Самотлорнефть" на 1.01.96г (Категория запасов А+В+С1)

Таблица 2.3 Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996г ОДАО "Самотлорнефть"

Рисунок 2.1 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект АВ1(3)

Таблица 2.4 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)

Таблица 2.5 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ2-3

Рисунок 2.2 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект АВ2-3

Таблица 2.6 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта БВ10

Рисунок 2.3 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект БВ10

Таблица 2.7 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки

Рисунок 2.4 Динамика технологических показателей разработки Самотлорского месторождения ОДАО ''Самотлорнефть"

Таблица 2.8 Средневзвешенные значения по керну

Таблица 3.1 Сравнительная стоимость различных жидкостей разрыва. (Доллары США)

Рисунок 3.1 Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород

Таблица 3.2 Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т)

Рисунок 3.2 Приведенная к единой дате динамика приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП

Рисунок 3.3 Динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП

Рисунок 3.4-3.6 Динамика обводненности применительно к различным типам разреза, скважин стимулированными ГРП

Таблица 3.3 Количественная оценка эффекта от ГРП по объектам БВ10, АВ1(3), АВ2-3

Таблица 3.4 Геологическая характеристика разреза скважин участка пласта АВ13

Таблица 3.5 Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта АВ1(3)

Таблица 4.1 Информация, принятая для анализа экономической эффективности проведения ГРП

Таблица 4.2 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1993 год, млн. руб

Таблица 4.3 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1994 год, млн. руб

Таблица 4.4 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1995 год, млн. руб

Таблица 4.5 Экономические результаты проведения ГРП на скважинах ОДАО"Самотлорнефть"

Рисунок 4.1(а) Соотношение средней цены реализации 1т нефти и себистоимости 1т нефти по ОДАО"Самотлорнефть"

Рисунок 4.1(б) Соотношение условно-переменных расходов на 1т нефти по ОДАО"Самотлорнефть" и возмещение затрат СП"Самотлор Сервисиз" за подъем 1т нефти

Рисунок 4.2 Изменение соотношения основных составляющих условно- переменных затрат на добычу нефти в 1993-1995 гг.

1.Геологическое строение Самотлорского месторождения

1.1 Введение

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста” Востокнефть” в период с 1934 г по 1937г на территории Западно - Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезокайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику нефтегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа.

2. Характеристика Самотлорского месторождения - объект ГРП

2.1 Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода

2.1.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров “лысых” по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху.

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского,кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне -оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон. Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, конь-якского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различаю-щихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

2.1.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования ( ГСЗ ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода.

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м.

Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“.

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

Таблица 2.1

ОДАО Самотлорнефть

Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов

Объект

Тип

Балансовые

Извлекаемые

Конечный

Накопл. добыча

Обводн.

Отбор от

Текущий

Действ. фонд

коллектора

запасы, тыс.т

запасы, тыс.т

КИН

нефти на 1.01.96

%

НИЗ, %

КИН

добыв. скв.

ГСК

114428

69626

0,61

37436

80,8

53,8

0,327

138*

АВ1(3)

ПК

49041

24497

0,499

10558

58,9

43,1

0,215

164*

Всего

163469

94123

0,575

47995

81,2

50,9

0,293

302

ГСК

186583

105657

0,566

65989

81,3

62,4

0,353

128*

АВ2-3

ПК

124389

60328

0,485

25663

67

42,5

0,206

279*

Всего

310972

165985

0,534

91652

86,5

55,2

0,294

407

ГСК

18894

9655

0,511

4955

70,7

51,3

0,262

27

БВ10

ПК

51084

21285

0,416

10548

56,7

49,5

0,206

83

Всего

69978

30940

0,442

15503

59

50,1

0,221

110

*- действующий фонд расчитан по доле выработки

2.1.4 Типы месторождений

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл.АВ2 Мегионское-0,2м/сут, БВ9 Нонг-Еганское-1,2м/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты)

по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи.

по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.)

На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл.БВ8 Повховского - пластово сводового типа, пл.БВ22 Аганского -литологически экранированного типа, пл.БВ1, БВ7 Ватинского - пластово- стратиграфического типа.

по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный)

по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

Поверхность фундамента в пределах Нижневартовского свода вскрыта на глубинах 2586-3100м. Наиболее глубокое залегание фундамента отмечено на Локосовской площади в скв.31(3162м), а наиболее высокое на Ватинской площади в скв.14 (2586м).

На Самотлорском куполовидном поднятии, где по всем горизонтам мезозойско-кайнозойского платформенного чехла отмечается наиболее высокое положение горизонтов, фундамент вскрыт на глубине 2743м.

Породы фундамента на данном поднятии вскрыты разведочными скважинами 8р, 39р, 59р, 126р (Черногорская).

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты

В дальнейшем интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. Сейчас эта проблема актуальна и необходимо произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных пород.

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.

Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.

Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Таблица 2.2

Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО"Самотлорнефть" на 1.01.96 (Категория запасов А+В+С1)

Объект

Балансовые

Извлекаемые

КИН

Накопленная

Добыча нефти

на 1.01.1996

Остаточные

Извлекаемые

запасы

Отбор

от НИЗ

Текущий

КИН

тыс.т

тыс.т

д.ед.

тыс.т

тыс.т

%

д.ед

АВ1(1-2)

139467

26534

0,19

92

26442

0,3

0,001

АВ1(3)

163469

94123

0,575

4799,5

46128

51

0,294

АВ2-3

310972

165985

0,534

91653

74332

55,2

0,295

АВ4-5

399336

228982

0,573

154044

74938

67,3

0,386

АВ6-8

5492

1908

0,347

578

1330

30,3

0,105

БВ0-2

1058

306

0,289

9

297

2,9

0,009

БВ8

477313

303340

0,636

264236

39104

87,1

0,554

в т.ч. БВ8(0)

46144

25409

0,551

1576

23833

6,2

0,034

БВ10

69978

30940

0,442

15525

15415

50,2

0,222

БВ19-22

112

37

0,33

0

37

0,0

0,000

ЮВ1

1194

479

0,401

14

465

2,9

0,012

ИТОГО

1568391

852634

0,544

573870

278488

67,3

0,366

Таблица 2.3

Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996

ОДАО "Самотлорнефть"

Категория скважин

АВ(1+2)

АВ1(3)

АВ2-3

АВ4-5

БВ8

БВ10

Всего

Добывающие

Всего

42

646

926

540

656

252

2783

в т.ч. действующ.

6

302

407

246

308

110

1228

Безд-ющие

23

288

414

228

236

109

1169

в освоении

0

1

0

2

4

8

16

Ликвидированные

3

15

46

20

36

12

129

контр./пьезометр.

10

40

59

44

72

13

241

в консервации

0

0

0

0

0

0

0

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой - 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой - 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 145'.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с сп 0,35-0,6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. - 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры - 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок - 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 3424км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 6540км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники - прослои с пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке - 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 5638км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 2017км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Таблица 2.4

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)

№

Год

Добыча

нефти

Добыча

жидкости

Накопл.

Добыча нефти

Накопл. добыча

жидкости

Дебит

Нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ. фонд

добыв.

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

скважин

1

1972

1,1

1,1

1,1

1,1

15,4

15,4

0,00

70,5

2

2

1973

108,3

108,3

109,4

109,4

94,9

94,9

0,00

1141,5

9

3

1974

461,0

463,3

570,4

572,7

105,5

106,0

0,50

4368

15

4

1975

302,5

309,4

872,9

882,1

81,2

83,1

2,23

3723,5

11

5

1976

419,8

468,6

1292,7

1350,7

115,6

129,0

10,41

3631,5

16

6

1977

937,4

995,0

2230,1

2345,7

116,1

123,2

5,79

8077

33

7

1978

1399,6

1640,1

3629,7

3985,8

102,9

120,6

14,66

13603,3

51

8

1979

1827,6

2088,3

5457,3

6074,1

86,2

98,5

12,48

21205

86

9

1980

2419,1

2857,0

7876,4

8931,1

75,3

88,9

15,33

32133

107

10

1981

3062,6

3854,6

10939,0

12785,7

69,3

87,2

20,55

44203,5

155

11

1982

2781,4

3630,7

13720,4

16416,4

48,3

63,0

23,39

57596,8

199

12

1983

3186,7

4105,0

16907,1

20521,4

41,8

53,8

22,37

76272,6

288

13

1984

4733,1

6323,3

21640,2

26844,7

40,3

53,8

25,15

117581,3

382

14

1985

4016,3

6490,8

25656,5

33335,5

42,5

68,7

38,12

94546,1

381

15

1986

4153,4

8713,0

29809,9

42048,5

35,9

75,3

52,33

115550,9

396

16

1987

3826,7

10463,3

33636,6

52511,8

29,3

80,1

63,43

130791,6

440

17

1988

3334,6

11934,5

36971,2

64446,3

21,1

75,5

72,06

158035,2

491

18

1989

2831,9

12184,8

39803,1

76631,1

16,9

72,7

76,76

167169

519

19

1990

2200,2

12240,4

42003,3

88871,5

13,1

72,9

82,03

168295

519

20

1991

1650,4

11329,0

43653,7

100200,5

10,3

70,7

85,43

160381,3

496

21

1992

1210,1

8638,7

44863,8

108839,2

8,3

59,3

85,99

145826

463

22

1993

1134,8

6337,6

45998,6

115176,8

8,6

48,0

82,09

131577,1

427

23

1994

1020,4

5018,9

47019,0

120195,7

11,6

57,1

79,67

88327

365

24

1995

976,0

5182,9

47995,0

125378,6

10,7

56,8

81,17

91412,8

310

25

1996

368,4

2466,0

48363,4

127844,6

9,0

60,2

85,06

40995,6

307

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. - 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,59,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 5232км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Таблица 2.5

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта АВ2-3.

№

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

Фонд

добыв.

Скважин

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

1971

297,8

297,8

372,6

372,6

127,4

127,4

0,00

2338,7

13

1972

521,3

521,3

893,9

893,9

146,7

146,7

0,00

3553,6

21

1973

2289,5

2335,6

3183,4

3229,5

200,1

204,1

1,97

11442

54

1974

4178,0

4200,4

7361,4

7429,9

176,2

177,1

0,53

23716

81

1975

3279,1

3393,1

10640,5

10823,0

124,3

128,6

3,36

26391

77

1976

4227,8

4619,7

14868,3

15442,7

155,8

170,2

8,48

27135,5

84

1977

4808,2

5236,6

19676,5

20679,3

161,6

176,0

8,18

29759,4

102

1978

5348,0

6068,2

25024,5

26747,5

141,7

160,8

11,87

37731,7

136

1979

5056,0

6137,8

30080,5

32885,3

103

125,0

17,63

49082,1

161

1980

4523,4

5771,6

34603,9

38656,9

75,1

95,8

21,63

60216

181

1981

5032,5

6643,2

39636,4

45300,1

72,5

95,7

24,25

69419,6

218

1982

5315,4

8465,5

44951,8

53765,6

73,2

116,6

37,21

72576,7

249

1983

4896,8

9461,1

49848,6

63226,7

62,5

120,8

48,24

78385,4

262

1984

5381,3

10838,4

55229,9

74065,1

59,1

119,0

50,35

91071,8

327

1985

5336,1

11165,5

60566,0

85230,6

52,5

109,9

52,21

101560

417

1986

6723,8

17257,9

67289,8

102488,5

40,8

104,7

61,04

164647

608

1987

5996,4

22394,9

73286,2

124883,4

29,3

109,4

73,22

204381

677

1988

4865,4

23921,3

78151,6

148804,7

20,2

99,3

79,66

240367

732

1989

3859,6

23309,4

82011,2

172114,1

15,8

95,4

83,44

244853

741

1990

2919,8

22397,3

84931,0

194511,4

12

92,1

86,96

243394

739

1991

2033,7

20317,7

86964,7

214829,1

8,8

87,9

89,99

230095

708

1992

1344,3

14473,7

88309,0

229302,8

6,5

70,0

90,71

206492

640

1993

1044,3

10958,7

89353,3

240261,5

5,5

57,7

90,47

190236

584

1994

1103,5

8075,6

90456,8

248337,1

10,1

73,9

86,34

109694

517

1995

1194,7

8839,2

91651,5

257176,3

9,9

73,2

86,48

120804

411

1996

478,3

3555,0

92129,8

260731,3

9,2

68,4

86,55

51740,8

396

Рисунок 2.2

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском - 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах - 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. - 1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,51,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части - 2821км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина - 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2, БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/1 и БВ8/2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке - 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м. Залежь пластово-сводовая; размеры залежи - 4327км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках - 2071-2081м. Размеры залежи 3926км, высота - 150м, нефтенасыщенная толщина - 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ10/0 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ10/0) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до - 2190-2195м, к своду поднимаются до - 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 4021км, высота - 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Таблица 2.6

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта БВ10.

№

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

1971

42,3

42,3

63,1

63,1

84,6

84,6

0,00

500,2

4

1972

97,8

97,8

160,9

160,9

108,1

108,1

0,00

904,8

5

1973

78,8

78,8

239,7

239,7

73,6

73,6

0,00

1070,7

7

1974

71,5

71,5

311,2

311,2

39,7

39,7

0,00

1801,5

9

1975

68,0

68,0

379,2

379,2

25,7

25,7

0,00

2648,5

10

1976

67,3

67,3

446,5

446,5

23,6

23,6

0,00

2855

16

1977

208,6

208,6

655,1

655,1

38,5

38,5

0,00

5416

26

1978

367,2

369,2

1022,3

1024,3

35,1

35,3

0,54

10457,5

55

1979

635,2

639,4

1657,5

1663,7

26,9

27,1

0,66

23624,2

82

1980

751,4

765,0

2408,9

2428,7

25,5

26,0

1,78

29449

90

1981

1050,3

1123,8

3459,2

3552,5

32,7

35,0

6,54

32128,8

99

1982

1269,2

1397,9

4728,4

4950,4

45,3

49,9

9,21

28027,1

93

1983

1336,5

1590,2

6064,9

6540,6

47

55,9

15,95

28463,3

100

1984

1092,8

1417,9

7157,7

7958,5

32,8

42,6

22,93

33295,1

102

1985

819,5

1273,3

7977,2

9231,8

34,5

53,6

35,64

23751,3

89

1986

1295,1

1740,8

9272,3

10972,6

40,9

55,0

25,60

31639

126

1987

1247,8

2130,6

10520,1

13103,2

27,8

47,5

41,43

44919,5

149

1988

1031,0

2010,9

11551,1

15114,1

19,7

38,4

48,73

52208,4

159

1989

733,3

1685,9

12284,4

16800,0

14,3

32,9

56,50

51166

156

1990

594,9

1404,1

12879,3

18204,1

13

30,7

57,63

45698,9

141

1991

443,6

1412,8

13322,9

19616,9

9,7

30,9

68,60

45826,4

139

1992

498,7

1409,5

13821,6

21026,4

11,2

31,7

64,62

44520

135

1993

641,3

1427,3

14462,9

22453,7

14

31,2

55,07

45915,5

143

1994

539,7

1281,5

15002,6

23735,2

17,8

42,3

57,89

30254,2

137

1995

500,6

1222,3

15503,2

24957,5

16,3

39,8

59,04

30801,7

110

1996

212,5

588,3

15715,7

25545,8

13,7

37,9

63,88

15454,4

120

Рисунок 2.3

Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,03,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,42,4км, высота - 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о. -2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, -2471м, -2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. - 2476м и 2490м.

На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. - 2476м. Залежь имеет размеры 3,21,5км, высота - 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. - 2322м и 2369м, соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. - 2399м -2404м. Размеры 1,43,5км, высота - 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке - 2352м. Размеры залежи 1,10,75км, высота - 7м.

Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. - 2353м. Размеры 1,60,9м, высота - 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245. ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,40,7км, высота - 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.

Таблица 2.7

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки.

№

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т

Тыс.т

тыс.т

тыс.т

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