25244 (686768), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Среднефранско-турнейский нефтегазоносный комплекс включает отложения средне - и верхнефранского подъяруса (семилукский, петинский, воронежский и евлановский-ливенский горизонты).

Промышленная нефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием Ключевского, Фроловского, Дудачинского, Ковалевского, Западно-Кочетковского, Антоновского, Новокочетковского, Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского, Тишанского, Туровского месторождений . Залежи нефти здесь приурочены к органогенным постройкам семилукского возраста и структурам облекания в вышележащих петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях (приложения № 5-8).

Семилукский горизонт представлен биогермными образованиями суммарной толщиной до 200 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до 40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Тип коллектора каверново-трещинный и трещинный.

Результатом многочисленных испытаний отложений семилукского горизонта явилось открытие залежей нефти на близлежащих месторождениях Ковалевском, Западно-Кочетковском, Новокочетковском. Ключевском, Дудачинском и Фроловском. Глубина залегания залежей от 2830 до 3260 м, высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, в основном, массивные, за исключением Ключевского месторождения, на котором залежь в семилукских отложениях является литологически экранированной.

Залежи нефти небольшие по размерам и запасам. Коллекторами являются органогенные известняки, характеризующиеся неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам. Пористость коллекторов изменяется от 7,5 до 17%, проницаемость - от 0,0006 до 0,302 мкм², нефтенасыщенность - от 75 до 94 %.

Петинский горизонт сложен чередованием известняков органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и в нижней части - песчаников.

Петинские отложения при испытании дали промышленную нефть в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 18 Чернушиская (Николинское месторождение), в скважине 29 Чернушинская (Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское месторождение).

Пористость отложений изменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм², нефтенасыщенность - от 81 до 88 % .

Залежи, в основном, пластовые, сводовые, за исключением Новочернушинского месторождения, где залежь пластовая, литологически экранированная.

Воронежский горизонт сложен органогенно-детритовыми и шламово-детритовыми известняками средней нефтенасыщенной толщиной 1,2-10 м, пористостью 7-13 %.

Воронежские отложения сложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и пластовой водой с растворенным газом. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений получены в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская (Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловское месторождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевское месторождение).

Продуктивные отложения воронежского горизонта представлены органогенными известняками. Пористость коллекторов изменяется от 6 % (Дудачинское месторождение) до 12 % (Антоновское месторождение). Проницаемость - от 0,03 до 0,229 мкм², нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти пластовые сводовые, глубины их залегания от 2802 (Восточно-Кудиновское) до 2877 м (Ковалевское), высота залежей от 10,2 до 29 м.

Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты представлены известняками органогенными, в основном, трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногда известняки строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногда органогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение). Пористость коллекторов изменяется от 8 % (Восточно-Кудиновское месторождение) до 15 % (Николинское), проницаемость от 0,013 до 0,229 мкм², нефтенасыщенность от 81 % (Новокочетковское) до 92 % (Западно-Кочетковское месторождение).

Залежи, в основном, пластовые сводовые, за исключением залежи на Северо-Романовском месторождении, которая является массивной.

В евлановских-ливенских отложениях открыт ряд небольших нефтяных месторождений. Скважины, давшие промышленные притоки нефти явились первооткрывательницами месторождений: скважина 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), скважина 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская (Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская (Северо-Романовское месторождение), скважина 18 Чернушинская (Николинское), скважина 29 Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7 Чернушинская (Антоновское) скважина 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение).

Некоторые из этих месторождений имеют многопластовое строение и содержат самостоятельные залежи в каждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском, Ново-Кочетковском, Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях продуктивными являются пять горизонтов: евлановский-ливенский, воронежский, петинский и семилукский.

Региональной покрышкой для данного нефтегазоносного комплекса служат задонско-елецкие отложения.

Нижне - верхневизейский (терригенный) комплекс

Продуктивными отложениями комплекса на данной территории являются бобриковские, тульские и алексинские.

Бобриковский горизонт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Для них характерна неоднородность отложений, как по площади, так и по разрезу.

По результатам опробования в них выявлены нефтяные залежи на Романовском, Северо-Романовском и Нижне-Коробковском месторождениях. В бобриковских отложениях выявленных месторождений выделено от одного до двух продуктивных пластов. Глубина залегания залежей от 1824 (Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высота залежей от 2,6 до 20м. Пористость песчаников от 16 до 23,5 %, проницаемость - от 0,2 до 0,374 мкм²,нефтенасыщенность от 53 до79 %. Залежи, в основном, пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во втором пласте залежь - пластовая, литологически ограниченная.

Алексинский горизонт сложен тремя литологическими пачками пород: нижняя - известковистая, средняя - глинистая с прослоями кварцевых песчаников и алевролитов и верхняя - известковистая. Продуктивные отложения алексинского горизонта приурочены к средней пачке пласта, состоящей из чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники отличаются зональной неоднородностью и невыдержанностью по простиранию.

Месторождения нефти (Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по размерам и запасам, глубина залегания их 2304-2367 м, высота залежей от 2,2 до 18 м, нефтенасыщенная толщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость продуктивных песчаников от 16 до 23%, нефтенасыщенность от 69 до 82%. Типы залежей пластовые, литологически ограниченные.

Для коллекторов тульского и алексинского горизонтов характерно линзовидное залегание.

5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади

В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, были показаны высокие перспективы евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружение нефти и газа,

С целью поиска залежей в данных горизонтах рекомендуется заложить поисковую скважину №1. Поисковую скважину №1 закладываем до глубинны 3900 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:

- получение первых промышленных притоков нефти и газа из исследуемых горизонтов;

- отбор шлама;

- опробование пластоиспытателем в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных горизонтов.

В случае открытия залежей в перспективных горизонтах предполагаем заложения разведочной скважины №2. Разведочную скважину №2 рекомендуем заложить на северо-западном крыле структуры в 380 метрах северо-западнее от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров. Забой скважин №1 и №2 предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовского возраста.

Таблица глубин.

В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:

- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;

- гамма-каротаж (ГК);

- нейтронный каротаж (НК);

- акустический каротаж (АК);

- кавернометрия;

- инклинометрия;

- термометрия.

Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:

- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;

- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;

- пробная эксплуатация выявленных залежей.

В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- боковой каротаж (БК);

- микрозондирование (МЗ);

- индукционный каротаж (ИК).

Заключение

В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов. С целью обнаружения в них залежей нефти и газа на Вербовской площади рекомендуется заложить поисковую скважину №1 в своде структуры по евлановскому отражающему горизонту.

В случае обнаружения залежей в исследуемых горизонтах рекомендуем заложить разведочную скважину №2 на расстоянии 380 метров северо-западнее от скважины № 1.

Литература

1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонских отложениях Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и Чернушинско-Логовского лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2002. - 170 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».

2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка недр в период с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2001. - 155 с - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочных работ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. - Фонды ООО ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

4. «Усовершенствование схемы тектонического районирования лицензионных территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышения эффективности планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2002. - 60 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ за 2003 год на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовской тектонической зоны и оценка их эффективности» Отчет / Руководитель - К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 - 84 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

6. «Паспорт на Вербовские локальные структуры» / Руководитель С.С.Косова / СК «ПетроАльянс» - Москва, 2003. - 27 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1994. - 29 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

8. «Паспорт Ковалевского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1995. - 31 с. - Фонды ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

9. В.Е. Хаин «Геотектоника», Недра, М., 1973, 511с.

Характеристики

Список файлов курсовой работы