Характеристика Речицкого месторождения

дипломная работа

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольско-ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (I-II пачки), задонских (IX-VIII и IV пачки) и елецких (III-I пачек) отложений. Признаки нефтегазоносности и нефтепроявления на площади отмечались в процессе бурения практически по всему разрезу девонских, верхнпротерозойских отложений и в кристаллическом фундаменте.

В породах карбона, перми и мезокайнозоя признаки нефти не отмечены.

Межсолевой комплекс

В межсолевых отложениях выявлены залежи нефти в IX-VIII и IV пачках задонского горизонта и III-I пачках елецкого.

Залежи IX-VIII и IV пачек имеют одинаковый ВНК на абсолютной отметке -2088 м. Залежь III-I пачек елецких отложений литологически ограниченная.

Отложения V-VII пачек опробованы в 8 скважинах (№№ 12, 16, 19, 39, 186, 189, 221, 232). Притоков не получено ни в одной из перечисленных скважин. Определены по ГИС породы-коллекторы этих пачек подлежат сомнению, ввиду возможной методической ошибки при их выделении. По промыслово-геофизическим данным VII и VIII пачки характеризуются одинаковыми показаниями РК и БК. По гамма-каротажу обе имеют минимальные значения и разделены небольшим максимумом в подошве VII пачки, который прослеживается повсеместно и является хорошим репером при корреляции разрезов. По микрозондам VIII пачка характеризуется как коллектор, а VII - как плотный комплекс пород. По нашим представлениям вышесказанное может относиться и к I-III пачкам. В них средние значения открытой пористости по ГИС превышают таковые залежей IX-VIII и IV пачек. Испытания же ряда скважин противоречат этим данным. При толщине коллектора 32 м и открытой пористости 12% в скважине № 39 приток нефти составил всего 3,0 м3/сут, а в ряде скважин №№ 34, 35, 36, 72, 84, 85, 129 пласты-коллекторы испытаниями не подтверждены.

Изменения коллекторских свойств залежей IX-VIII и IV пачек имеют близкий характер. Для этих залежей ухудшение коллекторских свойств происходит от центра к ВНК, к зоне отсутствия межсолевых отложений и в юго-западном направлении. В юго-западной части ухудшение коллекторских свойств пород происходит с уменьшением толщин межсолевых отложений. Похоже, это правило сохраняется и для некоторой части межсолевых отложений опущенного крыла, генетически связанной с приподнятым крылом. Аномальные и высокодебитные (до 720 м3/сут) притоки нефти получены в центральных частях залежей. В юго-западной части притоков или не получено, или они низкодебитные (0,2-2,8 м3/сут). В опущенном крыле из IX-VIII пачек притоки нефти получены в скважинах №№ 101 и 206 Красносельской. Дебиты их составили 0,2 и 5 м3/сут соответственно. По результатам испытания в технической колонне скважины № 1 Южно-Речицкой установлено, что пласт здесь нефтенасыщен и приток по КВД составляет 0,62 м3/сут.

Породы-коллекторы I-III пачек имеют мозаичное распространение. В 24 испытанных скважинах притоков не получено. В 5 скважинах (№№ 22, 39, 64, 84, 88, 94) притоки нефти низкодебитные (1-3 м3/сут). В опущенном крыле в испытанных скважинах №№ 93, 104, 105 притоков не получено.

В верхнесоленосном комплексе почти нигде пород-коллекторов не выявлено, за исключением скважины № 227, в которой из интервала 1857,0-1882,0 м в необсаженном стволе получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 223,5 м3/сут. Интервал испытания охватывает верх I пачки межсолевых отложений и низ боричевских слоев лебедянского горизонта. Данное испытание отнесено к боричевским слоям, так как по ГИС пласты-коллекторы в верхней части I пачки отсутствуют.

IX-VIII пачки задонского горизонта коллекторами нефти являются известняки и доломиты трещеноватые, кавернозные.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2066м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 13195

Извлекаемые - 4750

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 152

Залежи нефти IV пачки задонского горизонта представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию А.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 9091

Извлекаемые - 3819

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 145

Залежи нефти III-I пачек елецких отложений представляет собой пласты коллекторы состоящие из известняков, доломитов пористых, кавернозных, трещеноватых.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

ВНК по данным опробования принят на отметке -2088м.

Режим залежи упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная.

Запасы нефти представляют собой категорию С1.

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 3834

Извлекаемые - 767

Подсолевой карбонатный комплекс

Воронежский горизонт

В воронежском горизонте залежи нефти установлены в стреличевских (II пачка) и птичских слоях (I пачка).

В отличии от семилукского, в воронежском горизонте породы-коллекторы имеют более ограниченное распространение. Выклинивание пород-коллекторов II пачки происходит на севере по линии скважин №№ 67, 24, 16, 55, 42, 88, 1. Также притоков не получено в скважинах №№ 91, 155, 151, 4, 104, 75. Первые две скважины расположены у кромки регионального разлома, вторые две - в промежуточном блоке, последние две - в опущенном крыле.

Аномальные притоки нефти (243-384 м3/сут) получены в скважинах №№ 51, 77, высокодебитные - в скважинах №№ 14, 50, 53, 89, среднедебитные - в скважинах №№ 40, 56, 57, 59, 110, 221, низкодебитные - в скважинах №№ 7, 20, 43, 49, 54, 58, 60, 62, 69, 80, 81, 112, 142, 143, 152, 153, 164, 248, 249, 255, 256, 257.

Коллекторами стреличевской (II пачка) являются известняки хемогенные, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически экранированная с литологическим ограничением.

ВНК установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию А и С1

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории А:

Балансовые - 3196

Извлекаемые - 1278

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 121

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С1:

Балансовые - 1426

Извлекаемые - 576

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 54

В I пачке породы-коллекторы имеют мозаичное распространение, но в пределах поля коллекторов II пачки. Среднедебитные (11-13 м3/сут) притоки нефти из нее получены только в скважинах №№ 51 и 78, низкодебитные (до 9,8 м3/сут) - в скважинах №№ 40, 60, 255. Эффективные толщины коллекторов II пачки изменяются от 0,8-1,2 м в скважинах №№ 33, 39, 47, 95, 155 до 18,6-19,0 м в скважинах №№ 59, 52. Открытая пористость колеблется в пределах 4,6-10,9%. Эффективные толщины коллекторов I пачки изменяются от 1,6 м в скважинах №№ 53, 54, 56 до 15,2 м в скважине № 60. Открытая пористость колеблется в пределах 4,9-13,3%

Коллекторами являются трещеноватые, кавернозные известняки и доломиты, иногда органогенные различной степени глинистости.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Тип залежи - пластовая, тектонически и литологически ограниченная.

ВНК в восточной части залежи установлен на отметке - 2732 м.

Режим восточного участка залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго - замкнутый.

Запасы нефти представляют собой категорию С1 и С2

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С1:

Балансовые - 1404

Извлекаемые - 562

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 53

Начальные запасами нефти в услов. ед. для категории С2:

Балансовые - 3877

Извлекаемые - 1551

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 147

Семилукский горизонт

Из семилукского горизонта среднедебитные притоки нефти получены в 7 скважинах, высокодебитные - в 10 скважинах, аномальнодебитные (до 1000 м3/сут) - в 33 скважинах. Высоко- и аномальнодебитные притоки воды с нефтью получены в 8 скважинах. Притоки воды получены в 7 скважинах. В 4 скважинах (№№ 95, 104, 151, 179) притоков не получено. Данные скважины расположены в опущенном крыле, в промежуточном блоке и у кромки регионального разлома. Возможно, в пределах разломной зоны происходили вторичные процессы, отрицательно сказавшиеся на коллекторских свойствах пород. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -2790 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 0,6 м в скважине № 161 до 24 м в скважине № 53. Открытая пористость колеблется в пределах 3,9-12,7%.

Пласты - коллекторы представлены известняками, доломитами в различной степени кавернозными и трещеноватыми.

Тип коллектора каверно - порово - трещинный.

Залежь нефти по типу относится к пластовым, тектонически экранированным.

ВНК залежи на отметке - 2797 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный.

Запасы нефти представляют собой категорию А

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 30936

Извлекаемые - 19491

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 1462

Саргаевский горизонт

Из саргаевского горизонта в скважинах №№ 47, 251 получены притоки нефти, а в скважине № 233 - приток нефти с водой. Дебиты жидкости составили 35 м3/сут, 12,5 м3/сут и 26,6 м3/сут соответственно. По ГИС в 24 скважинах выделены нефтенасыщенные коллекторы. Коллекторы имеют мозаичное распространение, но тем не менее большая часть пород-коллекторов расположена вблизи вершины тектонического блока. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2-1,4 м в скважинах №№ 152, 155, 162, 163 до 19,4 м в скважине № 165. Открытая пористость колеблется в пределах 3,5-9,3%. Возможно, в районах с улучшенными коллекторскими свойствами существует гидродинамическая связь с семилукским горизонтом. Об этом может свидетельствовать наличие воды в скважине № 233, пробуренной в обводненной части семилукского горизонта.

Коллекторами нефти являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным сбросом, с запада, севера и востока зоной отсутствия коллекторов.

Запасы нефти и газа по саргаевскому горизонту официально не числятся.

Подсолевой терригенный комплекс

Старооскольский и ланский горизонты

В старооскольском горизонте породы-коллекторы установлены в подошвенной части (скважины №№ 7, 16, 240) и вблизи его кровли (скважины №№ 114 и 160). В скважинах №№ 7, 16 получены низкодебитные притоки пластовой воды. В первой дебит составил 0,5 м3/сут, во второй дебит не установлен. В скважине № 240 по ГИС выделен водонасыщенный коллектор толщиной 16,0 м со средневзвешенной пористостью 14,8%. В скважинах №№ 114 и 160 получены притоки нефти. Дебиты составили 0,3 т/сут и 4 т/сут соответственно.

Из ланского горизонта притоки нефти получены в 13 скважинах. Дебиты в них изменяются от 0,1 м3/сут в скважине № 161 до 192 м3/сут в скважине № 238. В 3 скважинах (№№ 7, 62, 155) получены притоки пластовой воды с пленкой нефти, в 3 скважинах (№№ 1, 16, 17) притоки пластовой воды, а в 4 скважинах (№№ 68, 95, 179, 11) притоков не получено. По ГИС эффективные толщины коллекторов изменяются от 1,2 м в скважине № 165 до 15,8 м в скважине № 160. Открытая пористость колеблется в пределах от 13,8% до 17,3%. Значения толщин и открытой пористости для данной залежи и последующих даны по результатам обработки ГИС, выполненных в лаборатории подсчета запасов нефти «БелНИПИнефть». Наиболее лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками обладают отложения в центральной части залежи. Ухудшение коллекторских свойств пород происходит вблизи кромки разлома и в сторону ВНК. В промежуточных блоках пластов-коллекторов не выявлено.

Пласты - коллекторы старооскольского и ланского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевралитами, содержащими редкие, тонкие слои глин, доломитов и мергелей.

Тип коллектора порово - трещинный.

Залеж относится к типу пластовых, тектонически экранированных с литологическим ограничением.

ВНК залегает на глубине - 2066 м.

Режим залежи - упруго - водонапорный со слабой активностью законтурной зоны.

Запасы нефти Старооскольского и ланского горизонтов представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 2782

Извлекаемые - 835

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 70

Вендский комплекс верхнего протерозоя

На этапе поисков и разведки залежей нефти на Речицком месторождении верхнепротерозойские отложения были изучены крайне слабо.

Во многих поисково-разведочных скважинах отложения пройдены без отбора керна и испытаний, а данные ГИС зачастую не информативны.

В процессе бурения скв.240-Речицкая признаки нефтегазоносности по керну отмеча-лись в верхнепротерозойских и пярнусско-наровских отложениях. По данным газокаротажных исследований в верхнепротерозойских отложениях отмечаются повышенные значения газопоказаний и суммарных объемов содержания углеводородов, по составу аналогичных газам нефтяных месторождений .

Коллектора представлены песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, трещиноватыми, коэффициент пористости, по данным ГИС составляет 16,0-18,9%, коэффициент нефтенасыщенности - 52,5-68,6%.

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (инт.2886-2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7.3-10,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925-2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м3/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока зоной отсутствия отложений, с севера и запада ВНК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Режим залежи - упруго-водонапорная.

Запасы нефти Вендского комплекса I блока представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1002

Извлекаемые - 436

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 77

Запасы нефти Вендского комплекса II блока представляют собой категорию С1

Начальные запасами нефти в услов. ед.:

Балансовые - 1377

Извлекаемые - 599

А так же с начальными извлекаемыми запасами растворенного газа в услов. ед. на 01. 01. 2002г. - 105

Делись добром ;)