Проект строительства скважины с горизонтальным окончанием
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.
Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.
Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок минус 2600 м до минус 3400 м.
Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений - западный (район скв.240) и восточный (район скв.2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.
Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.
Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II). Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока - малоамплитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому, и разломом, разделяющим I и II блоки.
Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений.
Блок II залегает гипсометрически выше блока L, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют минус 2660 м, в блоке II минус 2600 м.
Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхненротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно минус 2830 м и минус 2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.
1.4 Нефтегазоносность
Речицкое месторождение расположено в северо-восточной части Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления.
Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами верхнего протерозоя, старооскольского + ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (стреличевские слои), задонских - елецких - петриковских (I-III; IV; VIII+IX пачки) отложений.
Ниже приводится подробное описание каждого продуктивного нефтегазоносного горизонта.
Вендский комплекс верхнего протерозоя
При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (интервал 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.
Коллектора представлены пеiаниками с примесью гравийного материала. Крупнозернистые и гравелитовые разности хорошо отсортированные с цементом соприкосновения и глинистым пленочным, нефтенасыщенные. На изученных участках толщина отложений колеблется от 10 м до 35 м, уменьшаясь к южной части Речицкой площади, что связано с выклиниванием пеiаных пачек в разрезе.
В верхнепротерозойских отложениях выделяются 13 нефтенасыщенных пластов - коллекторов, суммарной толщиной 18,4 м.
Тип коллектора - поровый.
Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока - зоной отсутствия отложений, с севера и запада - ВНК, предположительно на отметке минус 2780 м.
Режим - ограниченно-водонапорный.
Наровский горизонт
Из отложений наровского горизонта в 1963 - 1964 гг. получен единичный непромышленный приток вязкой нефти в скв.2, дебитом 1,0-1,5 м3/сут. Последующими испытаниями скважин 16, 19 нефтеносность указанных отложений не подтверждена. Как объект подiета наровский горизонт не рассматривается.
Старооскольский + ланский горизонты
Вскрыт на отметках - 2424 - 4678 м.
Цитологически коллектор представлен преимущественно кварцевыми мелкозернистыми пеiаниками и алевролитами, содержащими редкие, тонкие прослои глин, доломитов и мергелей. Нефтенасыщенные толщи наблюдаются от 2,2 до 15,8 м. Тип коллектора: порово-трещинный.
Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным тектоническим разломом, с востока и севера - контуром нефтеносности, с запада - зоной отсутствия коллектора.
Значение ВНК условно принято на отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного интервала минус 2625 м.
Размеры залежи: длина - 6,0 км, ширина - 1,2 км, высота - 158 м.
Режим - ограниченно-водонапорный.
Саргаевский горизонт
Вскрыт на отметках - 2383 - 3094 м.
Коллекторами нефти являются трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.
Тип коллектора порово-кавернозно-трещинный.
Саргаевская залежь представлена тремя полями, тектонически ограниченная с юга и литологически (зона отсутствия коллектора) с востока, запада и севера.
Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная.
Размеры залежи: длина - 7,9 км, ширина - 1,7 км, высота порядка 216 м.
Семилукский горизонт
Вскрыт на отметках - 2400 - 4385 м.
Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Каверны достигают в диаметре от 0,1 мм до 0,1см. Чаще всего каверны и поры заполнены нефтью. Трещины ориентированы в различных направлениях, выполнены кальцитом.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 24 м.
Тип коллектора: каверново-порово-трещинный
Copyright © 2008-2014 geum.ru рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение