Оценка влияния особенностей геологического строения на состав нефтей на примере отложений терригенного девона и нижнего карбона в пределах Налимовского поднятия Ново-Елховского месторождения.
|
Введение
1 Краткий гeoграфо-экономический очерк
2 История исследования и геологическая изученность
3 Геологическое строение и нефтегазоводоносность
3.1 Стратиграфия и литология
3.2 Тектоника
3.3 Нефтегазонасыщенность
3.4 Водоносность
4 Геолого-геофизическая характеристика залежи
5 Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта
6 Специальная часть Заключение
Список использованных источников
1 Краткий гeoграфо-экономический очерк
2 История исследования и геологическая изученность
3 Геологическое строение и нефтегазоводоносность
3.1 Стратиграфия и литология
3.2 Тектоника
3.3 Нефтегазонасыщенность
3.4 Водоносность
4 Геолого-геофизическая характеристика залежи
5 Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта
6 Специальная часть Заключение
Список использованных источников
Ново-Елховское нефтяное месторождение является вторым по запасам месторождением в Республики Татарстан и расположено в ее Закамской юго-восточной части в пределах Заинского и Альметьевского районов. На достаточно близком (20-45 км) от него расстоянии располагаются такие города, как Альметьевск, Бугульма, Заинск. Район месторождения покрыт сетью шоссейных грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань - Уфа. Транспортная связь может также осуществляться по железной дороге (ж.д. станции в гг. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны), водным (пристань на р. Кама в г. Набережные Челны) и воздушным путям (аэропорты в гг. Набережные Челны, Бугульма). В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Для него характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием асимметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине и представлена рекой Степной Зай с ее многочисленными притоками. По берегам рек прослеживаются пойменная и надпойменная террасы, к которым приурочены самые низкие отметки рельефа около 100 м. В наиболее возвышенных частях местности наблюдаются отметки порядка 250 м.
В непосредственной близости к востоку от Ново-Елховского месторождения расположено гигантское Ромашкинское нефтяное месторождение, что в целом способствовало развитию мощной инфраструктуры нефтяной индустрии в рассматриваемом районе, где имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. Для закачки в системе ППД в настоящее время используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС.
В непосредственной близости к востоку от Ново-Елховского месторождения расположено гигантское Ромашкинское нефтяное месторождение, что в целом способствовало развитию мощной инфраструктуры нефтяной индустрии в рассматриваемом районе, где имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. Для закачки в системе ППД в настоящее время используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС.
Как известно, успех и благополучие нефтяного предприятия напрямую зависит от решения одной из главных задач - это прирост запасов. В настоящее время девонские отложения на Ново-Елховском месторождении хорошо изучены и находятся на завершающей стадии разработки, сокращается фонд выявленных и подготовленных к бурению антиклинальных структур, имеющих относительно простое строение. В таких условиях решение данной задачи становится весьма сложной. В связи с этим, возрастает актуальность проблемы прогнозирования и поиска сложнопостроенных ловушек нефти и газа, которые являются одним из неиспользованных резервов добычи нефти.
До настоящего времени считалось, что залежи нефти в девонских отложениях Ново-Елховского месторождения имеют достаточно простое строение с региональным ВНК - (-1515м.) (а.о.) и контролируются, главным образом, пологими антиклинальными поднятиями. Именно такая модель положена в основу подсчета запасов и проектирования разработки терригенного девона. Но вскрытие залежи нефти скважиной № 9103 на Налимовском поднятии в марте 2013 года ниже регионального ВНК на 8 метров, изменило общепринятое представление о геологическом строении залежей Ново- Елховского месторождения. Детальное изучение временных разрезов показало наличие тектонически-экранированной залежи в зоне пробуренной скважины, которая характеризуется замыканием скоплений нефти в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, сложенной слабопроницаемыми породами. Экранирующие поверхности среза образовались при разрыве сплошности пласта смещением его на высоту, превышающую толщину пласта. Наличие подобных приразломных структур терригенного девона скорее всего имеет широкое распространение, т.к основная фаза тектонической активности Алтунино-Шунакского прогиба относится к пашийско- тиманскому времени.
До проектирования скважины №9103 была проанализирована история разбуривания и разработки соответствующего участка. Первая разведочная скважина №515, пробуренная в 1966 году на терригенные отложения девона Налимовского поднятия при вскрытии кыновского горизонта не дала притока. Далее были пробурены скважины №№564, 6021, 9170, по которым был получен приток воды удельным весом 1,18 г/см3. В 1993 году пробурили скважину №9168, при опробовании кыновского горизонта был получен приток нефти -3м3/сут. В настоящее время скважина имеет следующие текущие показатели: Qж=5,3м3/сут, Qн=1,2т/сут, %=74%. С начала разработки скважина добыла 14,963тонн нефти.
Анализ геологических особенностей строения терригенных отложений Налимовского поднятия по результатам пробуренных скважин, изучение керна и результатов опробования оценочных скважин № 9170, 6021, разведочных скважин №515, 564, 3638 показал резкую литологическую изменчивость пласта и различие нефтей по физико-химическим показателям. Всё это указывает на наличие экранов, разделяющих и препятствующих перемешиванию флюидов из разных участков пласта. Можно сделать вывод о весьма сложной геологической структуре терригенных отложений девона рассматриваемого поднятия, осложнённой малоамплитудными дизъюктивными дислокациями. Результаты проведения сейсморазведочных работ МОГТ 3D в 2012 году подтверждают данные выводы. Не учет геологических особенностей строения Налимовского поднятия может привести к бурению изначально водяных скважин или скважин в зоне отсутствия коллекторов.
По результатам сейсмики 3Д скважина №9168 оказалась размещенной в ловушке, осложненной разломом, который послужил формированию экрана при смещении пород.
Можно предположить, что девонские отложения Налимовского поднятия когда-то были нефтеносны, о чем свидетельствуют заключения по отбору керна со скважин №№9170, 564, 6021. Возможно, после тектонических подвижек, которые были активны в позднедевонское время, нефть по трещинам мигрировала в вышележащие горизонты. Определенное количество нефти могло остаться в ловушках ограниченных тектоническим экраном. С целью повышения эффективности нахождения подобного типа ловушек,необходимо разработать соответствующую методику.
В настоящее время такие ловушки практически не изучены. Существующая методика их поиска и разведки- заложение поисковой скважины и дальнейшее изучение структур глубоким бурением, обеспечивает их открытие только случайно. Применение сейсморазведки для решения этих задач является наиболее информативным способом, а параллельная интерпретация геофизических материалов с данными разведочного бурения позволит свести к минимуму количество непродуктивных скважин.
Таким образом, по результатам проведенных аналитических работ можно составить следующий алгоритм поиска и прогнозирования:
1. Историко-геологический анализ и изучение истории тектонического развития региона, которые позволят установить зоны нефтегазонакопления в
палеоструктурахивыявить участки наиболее перспективные для формирования тектонически-экранированных ловушек;
2. Анализ геологических особенностей структур, изучение керна, результатов опробования и анализа проб на шестичленный состав нефтей исследуемого горизонта;
3. Проведение сейсморазведочных работ МОГТ 3D с достаточной плотностью сети сейсмопрофилей;
4. Параллельная интерпретация геофизических материалов пробуренных скважин с результатами сейсморазведочных исследований;
5. Выделение зон повышенной трещиноватости, разломов со смещением пород по линии среза по результатам сейсмических исследований, как объекта возможного образования тектонически-экранированных ловушек нефти;
6. Размещение скважин на временных разрезах по результатам сейсмических исследований МОГТ 3D в приподнятых участках приразломных структур со смещением пород по линии среза, которые и являются наиболее перспективными на формирование тектонически-экранированных ловушек.
По составленному алгоритму поиска была спроектирована и пробурена скважина №9103, которая при освоении дала приток нефти-30т/сут.
Таким образом, оставлять без внимания возможность нахождения такого типа ловушек нефти нельзя, т.к. значительные запасы углеводородного сырья могут навсегда остаться «захороненными». Так, прирост извлекаемых запасов нефти по скважине №9103 составил 32 тыс.тонн.
Используя данный алгоритм, были определены местоположения ещё 10 проектных скважин. Предполагаемый прирост извлекаемых запасов составит около 32 тыс. тонн нефти на 1 скважину.
До настоящего времени считалось, что залежи нефти в девонских отложениях Ново-Елховского месторождения имеют достаточно простое строение с региональным ВНК - (-1515м.) (а.о.) и контролируются, главным образом, пологими антиклинальными поднятиями. Именно такая модель положена в основу подсчета запасов и проектирования разработки терригенного девона. Но вскрытие залежи нефти скважиной № 9103 на Налимовском поднятии в марте 2013 года ниже регионального ВНК на 8 метров, изменило общепринятое представление о геологическом строении залежей Ново- Елховского месторождения. Детальное изучение временных разрезов показало наличие тектонически-экранированной залежи в зоне пробуренной скважины, которая характеризуется замыканием скоплений нефти в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, сложенной слабопроницаемыми породами. Экранирующие поверхности среза образовались при разрыве сплошности пласта смещением его на высоту, превышающую толщину пласта. Наличие подобных приразломных структур терригенного девона скорее всего имеет широкое распространение, т.к основная фаза тектонической активности Алтунино-Шунакского прогиба относится к пашийско- тиманскому времени.
До проектирования скважины №9103 была проанализирована история разбуривания и разработки соответствующего участка. Первая разведочная скважина №515, пробуренная в 1966 году на терригенные отложения девона Налимовского поднятия при вскрытии кыновского горизонта не дала притока. Далее были пробурены скважины №№564, 6021, 9170, по которым был получен приток воды удельным весом 1,18 г/см3. В 1993 году пробурили скважину №9168, при опробовании кыновского горизонта был получен приток нефти -3м3/сут. В настоящее время скважина имеет следующие текущие показатели: Qж=5,3м3/сут, Qн=1,2т/сут, %=74%. С начала разработки скважина добыла 14,963тонн нефти.
Анализ геологических особенностей строения терригенных отложений Налимовского поднятия по результатам пробуренных скважин, изучение керна и результатов опробования оценочных скважин № 9170, 6021, разведочных скважин №515, 564, 3638 показал резкую литологическую изменчивость пласта и различие нефтей по физико-химическим показателям. Всё это указывает на наличие экранов, разделяющих и препятствующих перемешиванию флюидов из разных участков пласта. Можно сделать вывод о весьма сложной геологической структуре терригенных отложений девона рассматриваемого поднятия, осложнённой малоамплитудными дизъюктивными дислокациями. Результаты проведения сейсморазведочных работ МОГТ 3D в 2012 году подтверждают данные выводы. Не учет геологических особенностей строения Налимовского поднятия может привести к бурению изначально водяных скважин или скважин в зоне отсутствия коллекторов.
По результатам сейсмики 3Д скважина №9168 оказалась размещенной в ловушке, осложненной разломом, который послужил формированию экрана при смещении пород.
Можно предположить, что девонские отложения Налимовского поднятия когда-то были нефтеносны, о чем свидетельствуют заключения по отбору керна со скважин №№9170, 564, 6021. Возможно, после тектонических подвижек, которые были активны в позднедевонское время, нефть по трещинам мигрировала в вышележащие горизонты. Определенное количество нефти могло остаться в ловушках ограниченных тектоническим экраном. С целью повышения эффективности нахождения подобного типа ловушек,необходимо разработать соответствующую методику.
В настоящее время такие ловушки практически не изучены. Существующая методика их поиска и разведки- заложение поисковой скважины и дальнейшее изучение структур глубоким бурением, обеспечивает их открытие только случайно. Применение сейсморазведки для решения этих задач является наиболее информативным способом, а параллельная интерпретация геофизических материалов с данными разведочного бурения позволит свести к минимуму количество непродуктивных скважин.
Таким образом, по результатам проведенных аналитических работ можно составить следующий алгоритм поиска и прогнозирования:
1. Историко-геологический анализ и изучение истории тектонического развития региона, которые позволят установить зоны нефтегазонакопления в
палеоструктурахивыявить участки наиболее перспективные для формирования тектонически-экранированных ловушек;
2. Анализ геологических особенностей структур, изучение керна, результатов опробования и анализа проб на шестичленный состав нефтей исследуемого горизонта;
3. Проведение сейсморазведочных работ МОГТ 3D с достаточной плотностью сети сейсмопрофилей;
4. Параллельная интерпретация геофизических материалов пробуренных скважин с результатами сейсморазведочных исследований;
5. Выделение зон повышенной трещиноватости, разломов со смещением пород по линии среза по результатам сейсмических исследований, как объекта возможного образования тектонически-экранированных ловушек нефти;
6. Размещение скважин на временных разрезах по результатам сейсмических исследований МОГТ 3D в приподнятых участках приразломных структур со смещением пород по линии среза, которые и являются наиболее перспективными на формирование тектонически-экранированных ловушек.
По составленному алгоритму поиска была спроектирована и пробурена скважина №9103, которая при освоении дала приток нефти-30т/сут.
Таким образом, оставлять без внимания возможность нахождения такого типа ловушек нефти нельзя, т.к. значительные запасы углеводородного сырья могут навсегда остаться «захороненными». Так, прирост извлекаемых запасов нефти по скважине №9103 составил 32 тыс.тонн.
Используя данный алгоритм, были определены местоположения ещё 10 проектных скважин. Предполагаемый прирост извлекаемых запасов составит около 32 тыс. тонн нефти на 1 скважину.