Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

дипломная работа

3. Тектоническое строение

Южно-Орловская площадь в тектоническом отношении располагается в пределах Сокской седловины, разграничивающей Мелекесскую и Бузулукскую впадины (приложение №3).

Наиболее полно тектоническое строение данной территории изучено структурным бурением по отложениям нижней и верхней перми. На данной территории по отложениям перми закартирован сравнительно крупный Раковский вал, с крутым погружением северо-восточного крыла и пологим северо-западным.

По осевой линии вала (с юго-запада на северо-восток) выделяют локальные поднятия: Малгечевское, Каменское, Раковское, Селитьбенское, Южно-Орловское, Чекалинское, Керановское.

Наиболее крутое падение отложений по юго-восточному крылу отмечено близ Раковского и против Селитьбенского поднятий. Здесь на расстоянии 1-2 км швагериновые слои погружаются до 140м, угол падения составляет 6,8О. Далее на северо-восток и юго-запад от указанных поднятий юго-восточное крыло вала несколько выполаживается.

Крутое юго-восточное крыло Раковского вала на участке Раковского-Чекалинского локальных поднятий по отложениям перми осложняется соподчиненной структурной зоной, в пределах которой, в этом же направлении, выделяется Петеновское, Южно-Орловское и Орловское поднятия.

Орловская зона структур по отложениям перми имеет также ассиметричное строение - пологое северо-западное и крутое юго-восточное крылья, амплитуда погружения последнего составляет порядка 90-100м.

По глубоким горизонтам палеозоя тектоника территории изучена слабо.

По отражающим горизонтам нижнего отдела каменноугольной системы и девона сейсморазведочными работами МОВ подтверждаются основные структурные элементы, выявленные по отложениям перми структурным бурением. Наблюдается только некоторое несоответствие в плановом положении локальных поднятий, и Орловская структурная зона рисуется уже в виде самостоятельной зоны.

Имеющиеся материалы глубокого разведочного бурения в пределах локальных поднятий Раковского вала указывают, наряду со смещением, на некоторое выполаживание структур с глубиной (на примере собственно Раковского поднятия).

Тектоническое строение Южно-Орловской площади с различной степенью детальности освещается по следующим маркирующим горизонтам:

поверхности фундамента, кровле пашийского, кровле тиманского, кровле бобриковского горизонтов, кровле башкирского яруса, кровле швагериновых слоев.

- Поверхность фундамента на структурной карте (приложение №4) представлена в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания. Структура оконтуривается изогипсой минус 2500м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2480м. Поднятие имеет асимметричное строение. Северо-западное крыло крутое (60), юго-восточное - пологое (30). Размеры структуры 964 X 2677м, амплитуда составляет 30м.

- Кровля пашийского горизонта на структурной карте (приложение №5) представлена в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания, которая оконтуривается изогипсой минус 2340м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2320м. Поднятие имеет асимметричное строение - северо-западное крыло крутое (50), юго-восточное - пологое (30). Размеры структуры 1035 X 3177м, амплитуда составляет 30м.

- Кровля тиманского горизонта с учетом данных глубокого бурения и сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «Д» на структурной карте (приложение №6) в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания. Структура оконтуривается изогипсой минус 2230м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2220м. Поднятие имеет асимметричное строение - юго-восточное крыло крутое (40), а северо-западное - пологое (20). Размеры 957 X 2912 м, амплитуда составляет 20м. По данным сейсморазведки сводовая часть структуры оконтуривается изогипсой минус 2150м.

- Кровля бобриковского горизонта с учетом данных сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «У», которая на структурной карте (приложение №7) представлена в виде куполовидной складки. Структура оконтуривается изогипсой минус 1540м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 1520м. Поднятие имеет асимметричное строение - северо - восточное крыло крутое (30), а юго - западное - пологое (10). Размеры 2038 X 2620 м, амплитуда составляет 20м. На юго-западе выделяется структурный нос, который оконтуривается изогипсой минус 1580м.

- Кровля башкирского яруса с учетом данных сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «В» представлена на структурной карте (приложение №8) в виде структурного носа, который оконтуривается изогипсой минус 1130м. По данным сейсмики в виде поднятия, которое оконтуривается изогипсой минус 1040м, размеры 1539 X 3245 м.

- Кровля швагериновых слоев ассельского яруса перми по материалам структурного и глубокого бурения на структурной карте (приложение №9) представлена в виде двухкупольной структуры. Юго-западный купол оконтуривается изогипсой минус 330м, размеры 821 X 392м. Северо-восточный купол оконтуривается изогипсой минус 330м, размеры 785 X 1535м. На юго-востоке наблюдается моноклинальное падение слоев, угол падения 30.

Породы кристаллического фундамента вскрыты разведочными скважинами 10, 11, 12, 13, 14, 17 и эксплуатационной скважиной 26.

Остальные эксплуатационные скважины 20, 21, 22, 23, 24, 25 вскрыли отложения живетского яруса среднего отдела девонской системы.

Карта поверхности фундамента отражает локальный выступ с наиболее высокими гипсометрическим положением его в районе скважин 10 и 14 на отметках соответственно минус 2473,3м и минус 2470,6м.

Наиболее значительное погружение пород фундамента фиксируется скважиной 11 на отметке минус 2561,1м на северо-западе, амплитуда выступа здесь достигает порядка 90м.

Из приведенного видно, что условия залегания пашийского горизонта несколько отличны от строения вышележащих маркирующих горизонтов.

Связывается это с развитием Волго-Сокской палеовпадины.

Увеличенные мощности отложений тиманского горизонта в северо-западном направлении усиливают погружение крыла складки в этом же направлении. Поэтому по пашийским продуктивным отложениям Южно-Орловское поднятие приобретает вид брахиантиклинали почти с симметричными крыльями.

В результате рассмотренных выше структурных карт можно сделать вывод, что наблюдается несовпадение структурных планов по различным горизонтам: ось складки перемещается; сводовая часть также перемещается по кровле бобриковского горизонта в северо-восточном направлении; в бобриковском горизонте и башкирском ярусе выделяется структурный нос, а по кровле швагеринового горизонта выделяются два локальных поднятия. В целом вверх по разрезу структура выполаживается.

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 годах, по отражающему горизонту «Др», Южно-Орловское поднятие картируется в виде крупной антиклинальной складки, вытянутой в направлении с юга - запада на северо-восток и осложненное двумя куполами: северо-восточным и юго-западным. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 2370 м равны 10,3?1,9 км, амплитуда около 60-80м.Размеры северо-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 3,25х1,15км, амплитуда около 30м. Размеры юго-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 2,8х0,9км, амплитуда около 50м.

Юго-западный купол, который не охарактеризован данными глубокого бурения, по отложениям терригенного девона находится гипсометрически выше, чем северо-восточный, чем северо-восточный, на котором пробурен ряд глубоких скважин, давших нефть из отложений пашийского горизонта (пласты ДII, ДI, и ДII). Толщина терригенных отложений девона по данным сейсмики ~ 300 м

4. Нефтеносность

Южно-Орловское месторождение находится на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в составе Средневолжской нефтегазоносной области.

Залежи нефти и газа промышленного значения на территории Самарской области приурочены к отложениям трех систем: девонской, каменноугольной и пермской; в отложениях мезозойской системы имеются лишь включения битумов и пласты горючих сланцев. На Южно - Орловском месторождении промышленные притоки нефти были получены из пластов ДII, ДI и ДII девонской системы (пашийского горизонта), которые в настоящее время находятся в разработке (приложение №10).

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов.

Залежь нефти пласта ДII.

Пласт ДII залегает на средней глубине 2500 м в нижней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДI глинистой пачкой толщиной 3 - 8 м (приложение №11).

Нефтенасыщение песчаников по керну отмечено в скважинах 13 и 25. Общая толщина пласта ДII изменяется от 33м (скважина 12) до 7,6м (скважина 24). Представлен пласт, в основном, тремя прослоями тонкозернистых, кварцевых песчаников, переслаивающихся с прослоями глин и алевролитов. Толщина песчаных прослоев по данным ГИС изменяется от 0,8м (скважины 21, 23) до 24,8м (скважина 22), толщина разделяющих их глинистых прослоев изменяется от 8,6м (скважина 23) до 0,4м (скважины 25, 20).

Нефтенасыщенность пласта ДII по материалам ГИС отмечается в скважинах 10, 13, 14, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. ВНК отбивается на абсолютных отметках минус 2362,9 м (скважина 13); минус 2364,6м (скважина 25). Нефтенасыщение по данным ГИС отмечается до абсолютной отметке минус 2362,5м (скважина 21), в скважине 22 раздел нефть-вода находится в интервале абсолютных отметок минус 2361,6- минус 2363,2 м, а в скважине 23 минус 2362,8- минус 2363,4 м. Промышленные притоки нефти были получены в скважинах: 10, 14, 21, 22 и 25 при опробовании интервалов минус 2343,7- минус 2348,7 м; 2351,6-2356,6 м; 2351,7-2356,7 м; 2336,4-2354,4 м; 2351-2357 м, соответственно. Дебиты нефти составили от 20,2 т/сут. до 63 т/сут. на 6 мм штуцерах.

Учитывая результаты опробования скважины 13 и приведенные данные ГИС по скважинам 13, 25, 21, 22 и 23, ВНК по залежи северо-восточного купола был принят на абсолютной отметке минус 2363м.

По юго-западному куполу граница залежи принята также на абсолютной отметке минус 2363м.

Рассматриваемые залежи по типу относятся к пластовым, с незначительными по площади нефтяными зонами. Размеры залежи северо-восточного купола 3,3?1,3 км, юго-западного - 1,4?0,55 км, высота 26,2 м и 20,0 м, соответственно.

Коэффициент песчанистости равен 0,74, расчленённости-2,6.

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 8 глубинных и 8 поверхностных проб из скважин №10,14, 21,22.

По результатам исследований этих проб и расчётов, приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти - 844,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) - 6,21 МПа, газосодержание - 30,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 6,14 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 892,0 кг/м3, газовый фактор - 26,23м3/т, объёмный коэффициент - 1,088.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа - 0,65%, азота - 13,09%, гелия - 0,066%, метана - 50,83%, этана - 13,86%, пропана - 14,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 21,51%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,942, а теплотворная способность - 46798 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36%), смолистая (11,25%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 41,0%.

Пласт ДII эксплуатируется скважинами 10, 21, 22, 25.

Залежь нефти пласта ДI.

Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДII глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 - 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).

По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.

Пласт ДI опробован в добывающей скважине 24, где из интервала перфорации 2494-2501м (абс. отм. минус 2346,5- минус 2353,5 м) был получен фонтанный приток нефти. В скважинах 14, 20 и 23 пласт опробован и эксплуатируется совместно с пластом ДII.

Наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС в скважине 13 на абс. отм. минус 2354,9м. Наиболее высокое положение водонасыщенной части пласта на абс. отметке минус 2365,9м (скважина 12).

Водонефтяной раздел принят единым с пластами ДII и ДII на отметке минус 2363м.

Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25?1,5 км, высота -35,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.

В виду того, что пласты ДII и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти - 834,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) - 6,15 МПа, газосодержание - 31,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 6,19 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 883,0 кг/м3, газовый фактор - 26,67 м3/т, объёмный коэффициент - 1,091.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа - 0,54%, азота - 11,12%, гелия - 0,074%, метана - 50,99%, этана - 14,84%, пропана - 15,19%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 22,35%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,945, а теплотворная способность - 48092 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,46%), смолистая (10,19%), парафиновая (4,12%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 39,0%.

На 01. 01. 2003г. пласт ДI эксплуатируется скважинами 20, 23 - совместно с пластом ДII и скважиной 14 до 1998г. - совместно с пластами ДII и ДII.

Залежь нефти пласта ДII

Пласт ДII залегает на средней глубине 2475м в кровельной части пашийского горизонта и хорошо контролируется репером «кинжал», который залегает в

основании тиманского горизонта (приложение №13).

Нефтенасыщенность пласта ДII по данным ГИС установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14 и эксплуатационных - 20, 21, 23, 25. Нефтенасыщенным керном пласт представлен только в разведочной скважине 14.

Пласт ДII развит не повсеместно; в скважинах 11, 12, 17, 22 и 24 он замещается глинистыми породами, вследствие чего коллектор развит в виде полулинзы. Сложен пласт песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, не слоистыми. Общая толщина пласта, состоящего, в основном, из одного прослоя песчаника, составляет от 3,6м (скважины 10, 20, 25) до 1,0м (скважина 13).

Опробование пласта ДII в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.

Водонефтяной контакт пласта ДII ни по данным опробования, ни по данным ГИС не подсечен.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в скважине 25 на абсолютной отметке минус 2331,4 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважине 26 на абсолютной отметке минус 2372,4м.

Контур нефтеносности по залежи пласта ДII принимается единый с пластами ДII и ДI на абсолютной отметке минус 2363м.

Залежь пластово-литологического типа, размером 7,7?1,3 км, с незначительной водонефтяной зоной, высота залежи 47,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,95, а расчленённости - 1,1.

Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к тяжелым с плотностью 0,892 г/см3(пласт ДII) и к среднему типу с плотностью 0,883 г/см3(пласты ДII, ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПас до 50,34 мПас, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м3/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).

В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана - 13,86-14,84 % моль, азота - 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху - 0,942-0,945.

По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 - совместно пласты ДII и ДI.

С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.

Делись добром ;)