Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение
Территории Восточного Предкавказья относится к старейшему нефтедобывающему району России. Открытие в 60-х —70—х годах прошлого века значительного количества залежей нефти и газа в мезозойских отложениях способствовало интенсивному развитию нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа. Однако к настоящему времени истощение большинства месторождений и слабый прирост запасов привели к значительному снижению уровня добычи нефти и газа.
Анализ результатов геолого-разведочных работ показывает, что перспективы прироста запасов нефти в мезозойских отложениях в настоящее время связан с мелкими структурами и нетрадиционными резервуарами. Однако подготовка таких объектов под поисковое бурение значительно затруднено неоднозначной интерпретацией геолого-геофизических материалов.
Озек-Суатская структура выявлена в результате проведенных трестом "Грознефтегеофизика" сейсмических работ в 1949-1951 гг. В 1951-1952 гг. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы не дали положительных результатов, так как в то время не было установлено соответствия структурных планов молодых и более древних отложений. В 1951 г. Ачикулакской конторой разведочного бурения треста "Грознефтегазразведка" на площади начато глубокое бурение.
В июне 1953 г. при испытании скважины 1 получен промышленный фонтанный приток нефти дебитом 75 т/с из XIII2+3 пласта нижнемеловых отложений.
В результате интенсивного разведочного бурения в 1955 г. установлена нефтеносность хадумско-белоглинских отложений, в 1956 г. установлена нефтеносность К1 XIII1 пласта (скв.58) и III пласта среднеюрских отложений , в1957 г. установлена нефтеносность IX пласта нижнего мела (скв. 22) и II, IV пластов среднеюрских отложений, в1989 г. установлена нефтеносность верхнемеловых (маастрихтских) отложений.
По результатам глубокого разведочного бурения уточнено тектоническое строение Озек-Суатского поднятия, уточнена корреляция юрских пластов, установлен характер распространения коллекторов, определены особенности строения залежей нефти и параметры коллекторов и флюидов.
Изучаемое месторождение находится в Нефтекумском районе Ставропольского края. Литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями палеозойской мезозойской и кайнозойской групп и сложен терригенно-карбонатными породами.
На месторождении выполнен больший объем промысловых, геофизических и эксплуатационных работ.
Всего, за весь период разработки месторождения добыто 9213 тыс.т нефти. В результате пересчета балансовые запасы нефти составили 20747 тыс.т, извлекаемые 10539 тыс.т, остаточные – 11534 тыс.т.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
1.1 Географо-экономическая характеристика
Нефтяное месторождение Озек-Суат находится в юго-западной части Прикаспийской низменности, в районе среднего течения реки Кумы, в непосредственной близости от поселка Затеречный.
В административном отношении месторождение Озек-Суат находится на территории Ставропольского края, Нефтекумского района Российской Федерации.
Поселок Затеречный связан асфальтированными дорогами с городами Нефтекумск, Буденновск, Южно-Сухокумск и поселками Величаевское, Зимняя Ставка, Озек-Суат. Ближайшая железнодорожная станция расположена в 100 км западнее поселка Затеречный в г.Буденовск. Нефть транспортируется по трубопроводу до станции Буденновск и далее железнодорожным транспортом.
Водоснабжение осуществляется из Нефтекумского канала и артезианских скважин. Рельеф Озек-Суатского месторождения и прилегающих к нему площадей представляет собой однообразную полупустынную равнину с общим уклоном на восток, в сторону Каспийского моря.
Естественные источники воды в пределах нефтеносной площади отсутствуют. На северо-западе площади протекает река Кума – типичная река равнинных районов.
Климат континентальный, умеренно-сухой, характеризующийся знойным, сухим летом и относительно холодной малоснежной зимой. Полезных ископаемых, кроме нефти, в районе нет.
Озек-Суатская структура выявлена в результате проведенных трестом "Грознефтегеофизика" сейсмических работ в 1949-1951 гг. В 1951-1952 гг. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы не дали положительных результатов, так как в то время не было установлено соответствия структурных планов молодых и более древних отложений. В 1951 г. Ачикулакской конторой разведочного бурения треста "Грознефтегазразведка" на площади начато глубокое бурение.
В июне 1953 г. при испытании скважины 1 получен промышленный фонтанный приток нефти дебитом 75 т/сут. из XIII2+3 пласта нижнемеловых отложений.
В результате интенсивного разведочного бурения в 1955 г. установлена нефтеносность хадумско-белоглинских отложений (скв. 14), в 1956 г. установлена нефтеносность К1 XIII1 пласта (скв.58) и III пласта среднеюрских отложений (скв.42), в1957 г. установлена нефтеносность IX пласта нижнего мела (скв. 22) и II, IV пластов среднеюрских отложений, в1989 г. установлена нефтеносность верхнемеловых (маастрихтских) отложений.
По результатам глубокого разведочного бурения уточнено тектоническое строение Озек-Суатского поднятия, уточнена корреляция юрских пластов, установлен характер распространения коллекторов, определены особенности строения залежей нефти и параметры коллекторов и флюидов.
1.2 История поисковых, разведочных, эксплуатационных и научно-исследовательских работ и состояние изученности района работ
В период поискового этапа геологоразведочных работ на нефть и газ в Прикумской равнине был выполнен достаточно значительный объем геофизических работ. В 1923 г. впервые были проведены гравиметрические исследования, в период 1929 – 1931 г.г. проведены электрометрические, гравиметрические, магнитометрические съемки, в 1946 – 1950 г.г. проведена площадная магнитометрическая съемка. Выполненные исследования позволили установить наличие глубокого синклинального прогиба в районе реки Терек, протягивающегося в широтном направлении. На севере полого падающего крыла депрессии выделен ряд аномалий, интерпретируемых как складки антиклинального типа.
Наиболее эффективным в изучении геологического строения и определении перспектив нефтеносности Прикумской равнины стал этап широкого внедрения в этом районе сейсмических исследований. В результате сейсмических работ, выполненных трестом «Грознефтегеофизика» в 1949 – 1951 г.г. в пределах северо-восточной части Терско-Кумской депрессии выявлено ряд структур по отражающему сейсмическому горизонту соответствующему кровле верхнего мела. В их числе было выявлено и Озек-Суатское поднятие.
В 1951-1952 г.г. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы положительных результатов не дали. В 1951 году с целью выяснения вопроса о наличия антиклинального поднятия, изучения его тектоники и литолого-стратиграфических особенностей разреза, также изучения нефтеносности палеогеновых, меловых и юрских отложений начато глубокое разведочное бурение. Одновременно было заложено пять глубоких скважин (1 – 5) по двум пересекающимся профилям. Несмотря на то, что скважины оказались пробуренными в северо-восточной части поднятия и местоположения свода структуры в связи с этим не было установлено, в июне 1953 г. в скважине 1 при испытании ХIII2+3 пласта нижнего мела получен фонтанный приток нефти. В этом же году промышленная нефтеносность K1 XIII2+3 пласта подтверждена испытанием скважин 3 и 5. С этого времени на площади развертывается интенсивное разведочное бурение глубоких скважин.
В 1964 г. на площади было пробурено 72 скважины и установлена промышленная нефтеносность: хадумско-белоглинских отложений (1955 г.), К1IX пласта (1957), К1XIII1, К1XIII2+3 пластов (1953, 1956 г.г.), J2V6 пласта (1956 г.), J2V3-5, J2VI пластов (1957 г.). Геологоразведочная работы были в основном завершены и запасы утверждены в ГКЗ.
С 1971 г. на месторождении Озек-Суат геологоразведочные работы были возобновлены, однако, эффективность их оказалась низкой. Было пробурено 17 разведочных скважин, 13 из них было ликвидировано по геологическим причинам. Скважины 108, 110, 111, 117, 119, 150 бурились с целью разведки отложений триаса и оценки нефтегазоносности верхних структурных этажей.
Признаков нефтегазоносности отложений триаса получено не было. Скважины 108 и 150 эксплуатировались с XIII1 и IX пластов соответственно, остальные скважины ликвидированы. Скважины 114, 129, 190, 191 бурились на нижнемеловые-юрские и палеозойские (скв. 191) отложения, ликвидированы по геологическим причинам. Скважины 103, 104, 106, 107, 116, 127 бурились на эоцен-нижнеолигоценовые отложения. Все скважины, за исключением скв. 127, установили нефтеносность хадумских и белоглинских (скв. 116) отложений. Однако, только в скважине 107 получен приток нефти 3,4 т/сут, в остальных скважинах получены непереливающие притоки нефти с дебитом 0,28 – 0,8 т/сут и они были ликвидированы как нерентабельные. Скважина 192,пробуренная на верхнемеловые отложения дала приток нефти с водой. Целевое назначение пробуренных скважин и сроки их проводки приведены в приложении. Всего пробурено 89 поисковых и разведочных и 117 эксплуатационных скважин. Глубины разведочных и эксплуатационных скважин определялись в зависимости от их целевого назначения. Скважины, пробуренные для выявления залежей в хадумских и эоцеоновых отложениях, имеют глубины 2400 – 2550, в нижнемеловых отложениях 3230 – 3350 м, в юрских отложениях – 3380 – 3400 м. Разведочные скважины, целью бурения которых был поиск залежей нефти в отложениях триаса, имели глубины 3450 – 3650 м.
Общая проходка поисковых и разведочных скважин составила 301154 м. Суммарная проходка с отбором керна из продуктивных пластов за весь период разведки и разработки месторождения составила 10546,45 м, вынос керна 4457,19 м или в среднем от проходки 42 %. Данные о выносе керна из продуктивных пластов приведены в таблице 1.1. Из нефтенасыщенных частей продуктивных пластов вынос керна составил: К1IX пласт – 30,8 %, К1XIII1 пласт – 37,4 %, К1XIII2+3 пласт – 41,4 %, J2V3-6 пласт – 19,8 %, J2VI пласт – 27,2 %.
Текущее состояние скважин показано в таблице 1.2. Из хадумско-белоглинского продуктивного комплекса в настоящее время скважины не эксплуатируются. Одна скважина (скв. 107) находится в консервации.
|
Период |
Всего пробурено скв. |
Находится в эксплуатации скв. |
Ликвидировано скв. |
Переведены в контрольные |
В консервации |
Бездей-ствующие |
|
|
По техничес-ким причинам |
По геологичес-ким причинам |
||||||
|
Поисковые и разведочные скважины |
|||||||
|
1954-1963 |
72 |
3 |
16 |
49 |
2 |
2 |
- |
|
1964-2000 |
17 |
- |
- |
14 |
- |
1 |
2 |
|
Итого |
89 |
3 |
16 |
63 |
2 |
3 |
2 |
|
Эксплуатационные скважины |
|||||||
|
1954-1963 |
60 |
13 |
7 |
34 |
3 |
3 |
- |
|
1964-2000 |
57 |
19 |
- |
13 |
16 |
7 |
2 |
|
Итого |
117 |
32 |
7 |
47 |
19 |
10 |
2 |
|
Поисковые, разведочные + эксплуатационные скважины |
|||||||
|
Всего |
206 |
35 |
23 |
110 |
21 |
13 |
4 |
Из верхнемелового продуктивного пласта также скважины не эксплуатируются, в консервации 2 скважины, переведена в контрольную 1 скважина, бездействующая 1 скважина.
Из К1IX продуктивного пласта эксплуатируются 15 скважин, контрольных скважин – 8, в консервации – 5, бездействующая – 1.
Из К1XIII1-3 продуктивного пласта эксплуатируются 5 скважин, контрольных – 5, в консервации – 4, бездействующая – 1.
Таблица 1.1 – Данные по отбору керна
|
Период |
Категория скважин |
Общая проходка по скважинам, пройденным с отбором керна, м |
Проходка с отбором керна, м |
% от общей проходки |
Вынос керна, м |
% от проходки с отбором керна |
% от общей проходки |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1952 – 1963 Итого |
разведочные эксплуатационные |
232644 148501 381145 |
6859,75 1223,7 8083,45 |
2,9 0,8 2,1 |
2826,28 498,46 3324,74 |
41,2 40,7 41,4 |
1,2 0,3 0,8 |
|
1964 –2002 Итого |
разведочные эксплуатационные |
59897 53312,5 111954,5 |
2036,5 426,5 2463 |
3,4 0,8 2,2 |
971,23 161,22 1132,45 |
48,0 37,8 46 |
1,6 0,3 1,0 |
|
Всего |
493099,5 |
10546,45 |
2,1 |
4457,19 |
42,5 |
0,87 |
Всего на месторождении пробурено 206 разведочных и эксплуатационных скважин, из них ликвидировано по техническим причинам 23 скважины, по геологическим причинам 110, находятся в эксплуатации 35 скважин. Данные о ходе разведочного и эксплуатационного бурения по годам сведены в таблицу 1.4.
Опробование скважин на приток осуществлялось в процессе бурения скважин пластоиспытателями, а также после окончания скважины бурением и спуска эксплуатационной колонны путем ее перфорации (табл. 1.3). Продуктивные пласты вскрылись в основном на глинистом растворе, редко на воде. Вызов притока из пласта осуществлялся заменой глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня компрессования или аэризацией, иногда заменой воды нефтью.
|
Период |
Разведочное бурение |
Эксплуатационное бурение |
||||||
|
ИП в открытом стволе |
в колонне |
ИП в колонне |
Открытым забоем |
ИП в открытом стволе |
в колонне |
ИП в колонне |
Открытым забоем |
|
|
На 1.01.1964 |
13 |
161 |
80 |
- |
2 |
74 |
- |
1 |
|
1964-2000 |
90 |
106 |
5 |
1 |
56 |
135 |
6 |
- |
|
Всего |
103 |
267 |
85 |
1 |
58 |
209 |
6 |
1 |
При испытании скважин проводились гидродинамические исследования, с отработкой 3-5 режимов. На каждом штуцере определяли дебит жидкости, нефти, газа, содержание воды, трубное и затрубное давление, газовый фактор, отбирались на исследование пробы воды, нефти, газа. После испытания каждого объекта над ним устанавливался разобщающий цементный мост, который испытывался на прочность и герметичность.
Таблица 1.4 – Данные о ходе разведочного и эксплуатационного бурения по годам месторождения Озек-Суат
|
Год |
Разведочные скважины |
Эксплуатационные скважины |
||
|
Начато бурением |
Окончено бурением |
Начато бурением |
Окончено бурением |
|
|
n скважин №№ скважин |
n скважин №№ скважин |
n скважин №№ скважин |
n скважин №№ скважин |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1951 |
5 |
|||
|
1,4,2,3,5 |
||||
|
1952 |
---- |
1 |
||
|
1 |
||||
|
1953 |
10 |
3 |
||
|
6,7,20,8,9,10,11,12,13,16 |
5,2,3 |
|||
|
1954 |
12 |
6 |
||
|
15,14,17,22,23,24,30 |
6,20,4,9,8,7 |
|||
|
1955 |
14 |
18 |
1 |
|
|
35,37,44,48,42,47,46,45,43, 21,55,53,54,25 |
14,10,15,17,22,23,24,36,29, 18,13,11,44,47,46,45,12,43 |
51 |
||
|
1956 |
8 |
12 |
3 |
3 |
|
61,56,57,69,40,19,89,80 |
47,16,35,25,31,37,26,48,54, 53,30,57 |
39,68,88 |
51,39,68 |
|
|
1957 |
4 |
9 |
8 |
2 |
|
65,58,157,130 |
21,40,55,56,69,89,80,65,19 |
74,75,73,85,83,71,81,84 |
88,74 |
|
|
1958 |
12 |
9 |
1 |
6 |
|
134,52,33,32,27,50,38,34,41,4960,141 |
130,134,52,32,33,50,38 |
59 |
73,75,83,81,84,85 |
|
|
1959 |
5 |
11 |
11 |
6 |
|
63,62,77,91,92 |
58,49,157,41,60,61,63,62,77,91141 |
67,70,76,78,72,86,82,64,87, 93,28 |
71,59,67,78,72,86 |
Продолжение таблицы 1.4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1960 |
1 |
1 |
11 |
15 |
|
94 |
92 |
113,112,79,66,132,142,137, 120,118,109,105 |
64,82,76,112,70,87,93,113, 79,66,142,28,137,132,120 |
|
|
1961 |
1 |
2 |
11 |
10 |
|
95 |
94,95 |
131,122,121,125,115,140, 146,123,145,136,126 |
118,109,105,131,121,126, 125,115,140,146 |
|
|
1962 |
--- |
--- |
10 |
12 |
|
155,147,135,133,143,144, 139,148,138 |
123,126,145,147,136,135, 143,133,144,139,148 |
|||
|
1963 |
--- |
--- |
4 |
4 |
|
96,97,98,99 |
96,155,138,98 |
|||
|
1964 |
--- |
--- |
1 |
1 |
|
100 |
100 |
|||
|
1967 |
1 |
1 |
1 |
1 |
|
90 |
90 |
101 |
101 |
|
|
1969 |
--- |
--- |
3 |
2 |
|
202,203,204 |
202,204 |
|||
|
1971 |
5 |
4 |
1 |
--- |
|
108,150,103,104,106 |
108,103,104,106 |
124 |
||
|
1972 |
--- |
1 |
4 |
5 |
|
150 |
211,212,215,213 |
211,212,215,213 |
||
|
1973 |
--- |
--- |
2 |
2 |
|
219,238 |
219,238 |
|||
|
1975 |
1 |
1 |
--- |
--- |
|
107 |
107 |
|||
|
1977 |
1 |
--- |
--- |
--- |
|
110 |
||||
|
1978 |
--- |
1 |
2 |
2 |
|
110 |
216,218 |
216,218 |
||
|
1982 |
1 |
--- |
7 |
5 |
Продолжение таблицы 1.4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1983 |
--- |
1 |
4 |
6 |
|
111 |
160 |
164,251,180 |
||
|
1984 |
--- |
--- |
9 |
7 |
|
161,165,221,247,248,252, 257,263,185 |
161,221,247,248,252,257,185 |
|||
|
1985 |
2 |
2 |
6 |
6 |
|
117,119 |
117,119 |
149,162,163,166,167,222 |
149,162,165,166,167,263 |
|
|
1986 |
--- |
--- |
5 |
6 |
|
255,256,259,260,181 |
163,22,255,256,260,181 |
|||
|
1987 |
--- |
--- |
2 |
3 |
|
240,241 |
240,241,259 |
|||
|
1988 |
1 |
--- |
5 |
5 |
|
129 |
242,261,253,250,249 |
242,261,253,250,249 |
||
|
1989 |
1 |
1 |
4 |
3 |
|
116 |
129 |
243,245,262,267 |
243,245,262 |
|
|
1990 |
3 |
2 |
--- |
1 |
|
190,191,192 |
190,192 |
267 |
||
|
1994 |
1 |
--- |
||
|
127 |
||||
|
1995 |
--- |
1 |
||
|
127 |
Рис. 1.1 Обзорная карта района работ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ
Нефтяное месторождение Озек-Суат расположено в пределах Озек-Суатской зоны нефтегазонакопления Прикумского нефтегазоносного района Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области (рис. 2.1).
К настоящему времени на месторождении установлена нефтеносность юрских, нижнемеловых, верхнемеловых и верхнеэоценовых-нижнеолигоценовых осадочных отложений.
Стратиграфический диапазон осадочного чехла Прикумского нефтегазоносного района охватывает отложения от триасового до неогенового возраста. Основанием осадочного чехла служат пестроцветные породы переходного комплекса (куманская свита, нижний триас) и метаморфизованные, сильно дислоцированные породы палеозойского фундамента.
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Литолого-стратиграфическая характеристика представлена сводным геологическим разрезом (рис. 2.2), базируется на результатах палеонтологических, петрографических исследований керна, геолого-геофизических сопоставлений разрезов скважин, проведенных ранее в филиале СевКавНИИнефть [4-6].
Палеозойская группа Pz
Палеозойские отложения (каменноугольная, пермская системы) на площади Озек-Суат после предыдущего подсчета запасов нефти (1964 г.) вскрыты скважинами: №№ 108, 110, 150,191.
Вскрытые отложения представлены темно-серыми серицитовыми сланцами, черными очень крепкими аргиллитами с прослоями кварцитов серых трещиноватых. Трещины заполнены кварцем и пиритом. Вскрытая толщина 30-100 м.
Мезозойская группа Mz
Представлена триасовой, юрской и меловой системами
Триасовая система T
Триасовые отложения отличаются не повсеместным распространением в пределах структуры: значительные толщины на северном борту и полное отсутствие отложений в сводовой части поднятия.
Нижний отдел T1
Представлен куманской, нефтекумской, култайской и демьяновской свитами.
Куманская свита T1 2 km
Представлена чередованием пестроцветных аргиллитов, серых разнозернистых песчаников, темно-зеленых, глинистых алевролитов. Отложения куманской свиты заполняют эрозионные грабенообразные впадины в рельефе фундамента на севере и северо-востоке поднятия и отсутствуют на большей его части. Наибольшая толщина свиты 240 м.
Нефтекумская свита Т1 nf
По литологическому составу подразделяется на три пачки.
Нижняя пачка сложена известняками серыми, глинистыми, с прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов. Толщина пачки до 110 м.
Средняя пачка сложена известняками светло-серыми и розовыми, массивными, трещиноватыми, кавернозными. Толщина 200 м.
Верхняя пачка представлена известняками белыми и светло-серыми, сильно доломитизированными с прослоями серых аргиллитов. Толщина пачки до 100 м.
Култайская свита Т1 сl
Представлена известняками красно-бурыми, участками серыми и буровато-серыми, пятнистыми, микрокристаллическими, и мергелями доломитизированными. Толщина 30-90 м.
Демьяновская свита Т1 dm
Представлена аргиллитами темно-серыми с прослоями мергелей, глинистых известняков и серых алевролитов. Содержание терригенного материала увеличивается вверх по разрезу. Толщина 20-40 м.
Средний отдел.
Кизлярская свита Т2 kz
Представлена аргиллитами темно-серыми и алевролитами зеленовато-серыми, с тонкими прослойками серых известняков. Толщина 0-170 м.
Юрская система J
Нижний отдел J1
Нижнеюрские отложения, в основном, состоят из терригенных пород. Песчаники серые и светло-серые, разнозернистые, кварц полевошпатовые, некарбонатные, крепкие. Алевролиты присутствуют в виде тонких прослоев. Широко развиты аргиллиты темно-серые и серые, некарбонатные или слабо карбонатные. В разрезе нижней юры выделяется VI и VII песчаные пачки. Толщина отложений изменяется от 32 до 100 м.
Средний отдел J2
Байосский J2 b
Представлен песчаниками (V пачка) светло серыми, кварцполевошпатовыми, разнозернистыми, разделенными на отдельные пласты прослоями аргиллитов темно-серых, не известковистых. Над песчаниками залегает алевролито-глинистая пачка. Глины темно-серые с включением обуглившихся растительных остатков, стяжений пирита, гальки и гравелита. В стратиграфическом отношении породы относятся к средней юре, что подтверждается находками пелеципод. Общая толщина отложений меняется от 20 до 75 м
Верхнеюрские отложения J3 на площади отсутствуют.
Меловая система К
Нижний отдел К1
В разрезе нижнего мела присутствуют отложения всех его ярусов и выделяются 13 пластов, имеющих по промысловой номенклатуре индексы от XIII до I (снизу вверх). Отложения этого возраста несогласно залегают на различных горизонтах юрских отложений.
Неокомский надьярус К1 nc
Берриасский ярус К1b (XII-XIII пласты)
Отложения яруса представлены песчаниками серыми средне и мелкозернистыми, кварцевыми, с глинисто-кальцитовым цементом. Известняками микрокристаллическими, органогенными с включениями не отсортированного обломочного материала. Аргиллитами темно-серыми алевритистыми, с включениями растительного детрита и обломками микрофауны.
Толщина берриасского яруса составляет 40-60 м.
Валанжинский ярус К1v ( XI пласт)
Валанжинский ярус на площади Озек-Суат представлен преимущественно известняками светло- и зеленовато-серыми крепкими, не слоистыми с прослоями песчаника и аргиллита в основании и в кровле. Чередованием аргиллитов, песчаников, глин, алевролитов и известняков. Во всех породах наблюдаются включения плохоокатанных зерен гальки и гравия.
Аргиллиты темно-серые с включениями зерен пирита; глины в основном темно-серые, почти черные, с отпечатками растительных остатков, с частыми включениями угля; алевролиты темно-серые, глинистые, известковистые; песчаники разнозернистые, известковистые, глинистые, участками переходящие в известняки. Фауна Ferebratula acutavas circassensis Reng.
Толщина валанжинских отложений изменяется от 20до 70 м.
Готеривский ярус К1g (X пласт)
Пласты сложены терригенно-карбонатными породами: известняками серыми пелитомофными, с прослоями темно-серых глин, песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, мергелями с включениями гравия и гальки. Толщина яруса меняется от 13 до23 м. Из фауны присутствуют Exoguratambecni Orb и др.
Барремский ярус К1br
К барремскому ярусу на площади Озек-Суат Южный отнесен IX1 пласт.
В разрезе встречаются песчаники, алевролиты, с подчиненными прослоями глинистых и известковых пород. Вверх по разрезу преобладают терригенные разности, обогащенные зернами кварца.
IX1 пласт. В кровле IX1 пласта залегают сильно известковистые песчаники, переходящие в известняки песчанистые. Песчаники светло и буровато-серые, кварцевые, разнозернистые, алевролиты светло-серые, глинистые слоистые за счет тонких прослоев темно-серых глин. Известняки песчанистые, серые с прослоями и налетами темно-серых глин. Толщина барремских отложенийот 38-58 м .
Аптский ярус К1a
К аптскому ярусу отнесены породы нижнемелового разреза от верхней части VIII пласта, комплекс V, VI, VII пластов до середины IV пласта.
Аптский ярус сложен терригенными породами, представленными в основном чередованием песчаников, алевролитов и реже глинистыми породами, с отдельными прослоями карбонатных пород. Песчаники серые средне- и мелкозернистые, кварцево-слюдистые, известковистые с включениями пирита и глауконита; глины темно-серые, песчанистые, слюдистые. Толщина яруса изменяется от 260 до 290 м.
Альбский ярус К1al
Отложения альбского яруса на площади Озек-Суатской группы распространены повсеместно. К альбскому ярусу отнесены породы нижнемеловых отложений от середины IV пласта, III, II и I пласты.
Литологически отложения альбского яруса преимущественно представлены мощными пластами песчаников и алевролитов, разобщенных глинами и аргиллитами. Песчаники светло-серые мелко- и среднезернистые кварцевые с глауконитом в различной степени глинистые; алевролиты зеленовато-серые, глинистые, слабослюдистые, глины темно-серые, песчанистые. Фауна: Anomalina biinvoluta, anomalina agalarovas, globigerina infracretacea.
Толщина альбских отложений 310-320 м.
Верхний отдел K2
Карбонатные породы верхнего мела со стратиграфическим несогласием залегают на нижнемеловых терригенных образованиях.
Верхнемеловой отдел представлен турон-коньянским, сантонским, кампанским, маастрихатским ярусами, которые встречены во всех скважинах месторождения Озек-Суат. Суммарная толщина колеблется в пределах 190-282 м.
Туронский + коньякский ярусы К2t+k
Отложения сложены известняками песчанистыми, серыми - и зеленовато-серыми, с прослойками мергелеподобной глины, песчаниками известковыми, редко глинистыми, мелкозернистыми кварцевыми, иногда с прослоями турмалина, глауконита и известняка. Общая толщина отложений до 10 м.
Сантонский ярус К2st
Сантонские отложения сложены известковыми мергелями темно-серыми, плотными с известняками серыми, не слоистыми, очень плотными с гнездами кварцевых зерен и песчаными известняками, переходящими в известковые песчаники. Общая толщина 30м.
Кампанский ярус К2km
Кампанские отложения сложены известняками песчаными, с тонкими прослоями аргиллитов, светло-серыми, слоистыми, со стеллолитами, с прослоями алевролитов и зеленовато-серых мергелей. В верхней части разреза наблюдаются прослои известковистых песчаников серых с прослоями песчанистых глин и включениями пирита. Общая толщина отложений колеблется в пределах 85-120 м,
Маастрихтский ярус К2m
Маастрихтские отложения сложены известняками мелоподобными, белыми, рыхлыми с тонкими прослоями мергелеподобной глины. Общая толщина 62-68 м.
Кайнозойская группа Кz
Палеогеновая система Р
Палеогеновые отложения выделяются в обьеме палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.
Палеоценовый отдел Р1
Нижний подотдел Р11
Датский ярус Р11d
Литологически представлен переслаиванием известняков серых, очень крепких и песчаных мергелей зеленовато-серых. Отложения датского яруса на площади Озек-Суат Южный сильно размыты. Сохранившиеся толщина этих отложений составляют 2-4 м.
Верхний подотдел Р12
Свита горячего ключа Р12 gk
Глины темно-серые, плотные неслоистые, в верхней части песчанистые. Из фауны содержится Acorinina subshaerica. Толщина 27-36 м.
Эоценовый отдел Р2
Средний эоцен Р22
Черкесская свита Р22сh
Отложения представлены глиной сильно карбонатной и мергелями с прослоями известняков. В нижней части эоцена вскрыт мергель с фораминиферами, мощностью слоя до 5 м. Мергель сменяется глиной сильнокарбонатной, участками переходящий в мергель. В этих породах встречены фораминиферы. Толщина 30-40 м.
Верхний эоцен Р23
Черкесская, керестинская, кумская, - Характер контакта между их отложениями не установлен, по-видимому, они связаны постепенным переходом.
Керестинская и кумская свиты P22kr+km
Свиты характеризуются выдержанностью литологического состава пород и видового состава фауны. Они сложены известняками бурыми и мергелями коричневыми слоистыми с многочисленными фораминиферами. Толщина 20-22 м.
Белоглинская свита P32bl.
Сложена мергелями светло-серыми, плотными, слоистыми с прослойками темно-зеленых, песчанистых глин. Толщина 26-30 м.
Олигоценовый отдел Р3
Представлен хадумской и баталпашинской свитами.
Нижний олигоцен Р31
Хадумская свита Р31 ch
Представлена песчано-глинистой пачкой с включениями карбонатных пород. Подошвенная часть пачки сложена темно-серыми глинами.В средней части залегает остракодовый пласт, сложенный известняками и мергелями. Мощность его 2-3 м, но он хорошо выдержан и прослеживается повсеместно, поэтому служит маркирующим горизонтом. Фауна: Ostrokoda. Толщина хадумсой свиты 25-30 м.
Верхний олигоцен Р32
Майкопская серия ( P3-N11)m
Выделяется баталпашинская свита, зеленчюкская, караджалгинская и ольгинская
Баталпашинская свита P32 bl
Сложена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, с прослоями алевролитов и песчаника. Толщина 350-400 м.
Зеленчукская свита P32 zl
Глины серые, слоистые с прослоями песчаников серых, мелкозернистых и алевролитов, с включениями пирита. Глина с прослоями доломитизированного мергеля. Присутствуют фораминиферы. Толщина 250-300 м.
Неогеновая система N
Миоценовый отдел N1
Нижний подотдел N11
Караджалгинская свита N11 kr
Переслаивание глин темно-серых, в различной степени известковистых, песчаников серых, мелкозернистых и алевролитов серых, глинистых. Толщина свиты 180-210 м.
Ольгинская свита N11 ol
Представлена глинами темно-серыми, известковистыми с прослоями песчаников серых с зеленоватым оттенком, слюдистых, глинистых и алевролитов серых, слюдистых местами известковистых.
Толщина отложений 560-575 м.
Средний подотдел N12
Чокракский ярус N12 tc
Сложен глинами темно-серыми с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина яруса 10-15 м.
Конкский+караганский ярусы N12 kn+kg
Представлены переслаиванием глин с прослоями мергелей и песчаников. Глина серая с буроватым оттенком, непесчанистая, слабоизвестковистая с тонкими прослоями серого тонкозернистого песчаника. В глинах встречаются прослои кремовато-серого, плотного мергеля. Песчаники серые и темно-серые, тонкозернистые слюдистые. Имеется фауна : Spaniodontella pulchella Bailu Otolithus ( Rhombus ) karaganensis Suzin. Ме. Толщина 110-140 м.
Верхний подотдел N13
Сарматский ярус N13sr
Нижний подъярус N13sr1
Глина темно-серая, непесчанистая и слабо песчанистая, местами слабоизвестковистая с редкими прослоями тонкозернистого глинистого песчаника и прослоями желтовато-серых крепких мергелей. Толщина 40-50 м.
Средний подъярус N13sr2
Глина темно-серая и серая с зеленоватым и желтоватым оттенками, непесчанистая и слабо-песчанистая, с редкими тонкими прослоями голубоватосерого мелкозернистого песчаника и прослоями светло-серых голубовато-серых крепких мергелей. Толщина подъяруса 40-50 м.
Плиоценовый отдел N2
Верхний подотдел N23
Акчагыльский ярус N23 ak
Ярус трансгрессивно залегает на сарматских отложениях. Сложен глиной серой, с голубоватым и зеленоватым оттенками, песчанистой, известковистой с налетами слюдистого песка и тонкого мелкозернистого известковистого песчаника и редкими прослоями мергелей. Песчаник серый разнозернистый, слюдистый, глинистый, известковистый, уплотненный, крепкий с включением мелкой гальки. Толщина 100-120 м.
Апшеронский ярус N23 ap
Литологически представлен песчаником, песками, алевролитом и глиной. Песчаник серый, с зеленоватым оттенком мелкозернистый и тонкозернистый. Глины светло серые с голубоватым и зеленоватым оттенками, местами буровато серые непесчанистые и слабопесчанистые, известковистые с включениями и прослойками серого, тонкозернистого песка. Толщина яруса 470-500 м.
Четвертичная система - Q.
Плейстоценовый отдел Q1.
Представлен древнекаспийскими отложениями, сложенными песками разнозернистыми, глинами и лессовидными суглинками желтовато-серого цвета. Толщина 50-70 м.
2.2. Перечень продуктивных пластов и их индексация
Стратиграфический диапазон нефтеносности на месторождении Озек-Суат охватывает осадочные отложения от средней юры до палеогена.
На Озек-Суатском нефтяном месторождении до настоящего времени сохранилась местная номенклатура песчаных пластов (1964 год). На других площадях и месторождениях Прикумского нефтеносного района используется номенклатура пластов принятая рабочей комиссией производственных и научных организаций Ставропольского края и Дагестана в 1969 г.
Для перехода на единую номенклатуру юрских пластов Восточного Ставрополья, проведена переиндексация их на Озек-Суатском месторождении в соответствии с таблицей 2.1, на основании, проведенной корреляции юрских отложений от наиболее полных разрезов месторождения Русский Хутор через месторождения Восточное и Пушкарское, на которых действует общепринятая номенклатура пластов 1969 г, до месторождения Озек-Суат.
Таблица 2.1 – Переиндексация песчаных пластов юрских отложений
месторождения Озек-Суат
|
Возраст |
Индекс пластов при предыдущем подсчете запасов 1964 г. |
Индекс пластов при пересчете запасов,2000 г. |
|
J2 |
I |
V1-2 |
|
J2 |
II |
V3-5 |
|
J2 |
III |
V6 |
|
J2 |
IV |
VI |
|
J1 |
V |
VII |
|
J1 |
VI |
VIII |
Промышленные притоки нефти на месторождении Озек-Суат получены из V3-5, V6, VI пластов (по новой индексации) среднеюрских отложений.
Продуктивные пласты V3-5 и V6 имеют зоны слияния, единый водонефтяной контакт, то есть образуют один природный резервуар, табл. 2.2.
Таблица 2.2 – Продуктивные пласты месторождения Озек-Суат
|
№№ п/п |
Стратиграфическое положение |
Литология |
Тип коллектора |
Индекс пласта |
|
1 |
палеоген Хадумская свита Белоглинская свита |
Глины Известняки |
Листовато- плитчато-трещинный |
Ch-Blg |
|
2 |
верхний мел Маастрихтский ярус |
Известняки |
Трещинный |
K2I |
|
3 |
нижний мел Барремский ярус |
Песчаники Алевролиты |
Поровый |
K1IX |
|
4 |
нижний мел Берриаский ярус |
Песчаники |
Поровый |
K1XIII1 |
|
5 |
нижний мел Берриаский ярус |
Песчаники |
Поровый |
K1XIII2+3 |
|
6 |
средняя юра Байосский ярус |
Песчаники Гравелиты |
Поровый |
J2V3-6 |
|
7 |
средняя юра Байосский ярус |
Песчаники Гравелиты |
Поровый |
J2VI |
В осадочной толще нижнего мела выделено 13 песчаных пластов. Продуктивными являются XIII1, XIII2, XIII3, IX пласты.
К1XIII2, и К1XIII3 пласты имеют зоны слияния, образуют природный резервуар К1XIII2+3 с единой гидродинамической системой.
В верхнемеловых отложениях продуктивным является К2 I пласт (маастрихтские отложения). Пласт отличается высокой выдержанностью по литологическому составу и толщине.
Нефтеносными являются отложения белоглинской (верхний эоцен) и хадумской (нижний олигоцен) свит, которые объеденены в один продуктивный комплекс, в связи с близостью коллекторских свойств пород, характера нефтенасыщенности, свойств нефти, промышленной ценности нефтескоплений. Комплекс отложений относительно выдержан по литологическому составу и толщине.
2.3 Тектоника
В истории геологического развития Восточного Ставрополья выделяются три основных этапа:
-геосинклинальный, консолидация складчатого основания - фундамента эпигерцинской платформы, закончившийся в ранней перми;
-переходный от геосинклинального режима к платформенному, существовавший до первых платформенных трансгрессий;
-платформенный, связанный с накоплением мезозойского осадочного чехла.
Складчатое основание эпигерцинской платформы Восточного Ставрополья (палеозой) осложнено дизъюнктивными нарушениями как субширотного, так субмеридионального направления, что обусловило его блоковое строение.
Периодическое движение блоков по разломам обусловило структурный план всей вышележащей мезокайнозойской осадочной толщи, изменение фаций, толщин и расположение локальных структур.
Поверхность фундамента характеризуется сильно расчлененным рельефом, формирование которого происходило в разное время. Это обусловило в различных частях зоны поднятий различную полноту стратиграфического объема мезозоя (триас, юра, мел) и характер его контакта с палеозоем.
Прикумская зона поднятий, включающая Озек-Суатскую структуру, представляет собой субширотный протяженный сложнопостроенный тектонический элемент, который с запада и юго-запада ограничивается Арзгиро-Мирненской зоной поднятий и Чернолесской впадиной. К востоку она прослеживается до Каспийского моря, с севера ограничивается Восточно-Манычским прогибом, а с юга – Кизлярской ступенью, погружающейся в Терско-Каспийский передовой прогиб (рис. 2.3).
Рисунок 2.3 – Схема тектонического районирования Северного Кавказа
(по материалам А. И. Летавина и др., (1987 г.))
Условные обозначения к рисунку 2.3:
1 - границы тектонических элементов I порядка,
2 - границы тектонических элементов II порядка
Тектонические элементы (цифры на схеме): 1. Азовский выступ: 1 - Ростовское поднятие, 2 - Екатериновско-Кущевская зона поднятий, 3 - Канеловская зона поднятий, 4 -Щербиновская зона поднятий, 5 - Копанский прогиб, 6 - Еланчикский прогиб; 2. Кряж Карпинского: 1 - Полдневский вал, 2 - Промыслово-Цубукский вал, 3 - Камышанско-Каспийская ступень, 4 - Бузгинское поднятие, 5 - Заветнинско-Чилгирское поднятие, 6 - Элистинский вал, 7 - Белоглинский вал, 8 - Восточно-Донбасский вал, 9 - Гашунско-Зимовниковский прогиб, 10 - Северо-Бузгинский прогиб; 3. Ирклиевская впадина: 1 - Ленинградская зона поднятий, 2 - Крыловская зона поднятий; 4. Каневско-Березанская система поднятий: 5. Западно-Ставропольская впадина: 1 - Сальский вал, 2 - Расшеватское поднятие, 3 - Соколовско-Алексеевская зона поднятий, 4 - Калниболотский выступ; 6. Восточно-Кубанская впадина: 1 - Спокойненский выступ, 2 - Беломечетский прогиб; 7. Ставропольский свод: 1 - Южно-Ставропольский вал, 2 - Сенгилеевское поднятие, 3 - Северо-Ставропольский вал, 4 - Тахта-Кугультинское поднятие, 5 - Безопасненское поднятие, 6 - Грачевско-Благодарненская зона поднятий, 7 – Мирненская зона поднятий; 8. Зона Манычских прогибов: 1 - Тузловско-Пролетарский прогиб, 2 - Гудиловский прогиб, 3 - Арзгирский прогиб, 4 - Восточно-Манычский прогиб, 5 - Величаевско-Максимокумский вал, 6 - Чограйский прогиб, 7 - Дадынский вал, 8 – Зунда-Талгинская седловина; 9. Восточно-Ставропольская впадина: 1 - Янкульское поднятие, 2 - Чернолесский прогиб; 10. Прикумская система поднятий: 1 - Петропавловское поднятие, 2 - Ачикулакский вал, 3 - Озек-Суатское поднятие, 4 - Таловская ступень, 5 - Соленоозерная терраса, 6 - Кочубеевский выступ, 7 - Довсунский прогиб, 8 – Кумский прогиб, 9 - Бажиганский прогиб, 10 - Чернорынковский прогиб; 11. Тимашевская ступень: 1 - Динской вал; 12. Ногайская ступень: 1 - Степновское поднятие, 2 – Орта-Тюбинское поднятие, 3 - Крайновская ступень, 4 - Березкинский прогиб, 5 - Тереклинский прогиб; 13. Северная моноклиналь Центрального Кавказа: 1 - Адыгейский выступ, 2 - Черкесско-Фроловская антиклинальная зона, 3 - Минераловодский выступ, 4 - Лабино-Зеленчукская моноклиналь, 5 - Кисловодская ступень, 6 - Балкарская моноклиналь; 14. Западно-Кубанский передовой прогиб: 1 - Анастасиевско-Троицкая антиклинальная зона, 2 - антиклинальная зона южного борта, 3 - Шапсуго-Апшеронский вал, 4 - Хадыженская моноклиналь, 5 - Славянско-Рязанский прогиб, 6 - Керченско-Таманский прогиб; 15. Терско-Каспийский передовой прогиб: 1 - Сунженская антиклинальная зона, 2 - Терская антиклинальная зона, 3 - Советско-Курская структурная зона, 4 - Предтерский прогиб, 5 - Осетинская впадина, 6 - Чеченская впадина, 7 – Аргуданский выступ, 8 - Баксанская моноклиналь, 9 - Черногорская моноклиналь, 10 – Сулакский прогиб, 11 - Нараттюбинская складчато-надвиговая зона, 12 - Талгинское поднятие, 13 - Губденский выступ, 14 - Миатлинский выступ, 15 - Приморская антиклинальная зона, 16 - Восточная антиклинальная зона, 17 - Западная антиклинальная зона, 18 - Притеречная антиклинальная зона
Локальные структуры центральной части Прикумской зоны поднятий характеризуются чертами платформенного типа: значительные размеры, небольшие амплитуды, пологие углы падения, расплывчатые очертания, вверх по разрезу структуры постепенно выполаживаются, сохраняя конфигурацию и положение сводов. По поверхности майкопских отложений большинство поднятий отображаются структурными террасами.
Озек-Суатское поднятие представляет собой изометричную структуру несколько вытянутую с юго-востока на северо-запад. Сводовая часть поднятия оконтуривается изогипсой – 3300 м. (рис. 2.4.) Размеры поднятия в пределах окантуривающей изогипсы – 3400м составляет 6,0*4,5км, амплитуда - 100м. Углы падения пород на крыльях составляют 2015/-2035/, за исключением юго-восточного крыла, где углы достигают 5045/.
Формирование отложений триаса происходило в переходной обстановке от континентальной к морской (куманская свита) и морской (нефтекумская, култайская, демьяновская, кизлярская свиты). Раннекимирийский цикл складчатости, закончившийся к концу позднего триаса, привел к интенсивному воздыманию Озек-Суатского поднятия, образованию серии дизъюктивных нарушений и значительному размыву триасовых отложений.
По данным сейсмических исследований МОГТ в доюрских отложениях выделены дизъюнктивные нарушения:
а) севернее скважин 117, 69,73,21;
б) восточнее скважин 69, 30, 2 Полевая;
в) севернее скважин 24, 65, 51, 252, 60;
г) западнее скважин 141, 5 и восточнее скважины 62.
Рис. 2.4 Обобщенная структурная карта по подошве Белоглинской свиты.
В целом переходный этап развития Восточного Ставрополья характеризовался интенсивными подвижками блоков по разломам, и последующим выравниванием тектонически эродированного рельефа. Это создало условия для последующего развития крупных трансгрессий в юрское и меловое время.
Начало формирования структур Озек-Суатского поднятия относится к лейасовому времени. В последующие периоды геологического развития (юра, мел, палеоген) наметившиеся поднятия характеризовались устойчивым, унаследованным развитием. Древние юрские слои прилегают к палеозойскому выступу, более молодые слои, облекая, перекрывают его. В дальнейшем, в следствии тектонических движений, палеозойский выступ и перекрывающие его юрские пласты приняли более резкие формы. В начале нижнемелового времени юрские отложения в сводовой и юго-западной частях структуры были размыты, что отражено в современном структурном плане юрских продуктивных пластов и изменении толщин отложений по площади.
Глубина размыва достигла VI продуктивного пласта, хотя из продуктивных пластов он имеет наибольшее распространение.
В структурном плане VI пласта отмечается расчленение Озек-Суатского поднятия на ряд куполов, расположенных в северной, центральной и южной зонах. Наиболее крупная структура оконтурена изогипсой –3310, имеет размеры 7,5*5,0 км, амплитуда 45м. В районе скважин 9, 255, 214 изогипсой-3300м оконтурена структура размером 3,2-1,5 км, амплитуда 15м. В районе скважины 215, изогипсой-3310м, оконтурена структура размером 3,0*1,0км, амплитуда 15м. подобные структуры выделяются в районе скважин 77,203 и в районе скважин 167, 300.
В общем, свод VI продуктивного пласта совпадает со сводовой частью палеозойского выступа, таким образом, структурный план юрских отложений характеризуется унаследованностью от палеозойского фундамента.
Среднеюрские пласты V3-5, V6 вскрываются скважинами к северо-востоку от линии размыва, проходящей через скважины 105, 213, 42, 150, 162, 92, 23.
Структурные формы нижнемеловых отложений в целом унаследуются от нижележащих, но приобретают более пологие, расплывчатые очертания, большие размеры.
Современный структурный план XIII2+3 пласта вырисовывается в виде обширного поднятия с размерами по оконтуривающей изогипсе 3290м, 8,0*4,5км, амплитуда 45м. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами, северным, центральным и южным.
Южный купол XIII2+3 пласта соответствует таковому в юре и палеозое, северный купол по более древним отложениям не отображается. В структурном плане юрских отложений ему соответствует структурный выступ северо-восточного простирания. Современный структурный план XIII1 пласта полностью сохраняет основные черты тектонического строения нижележащего XIII2+3 пласта. На западном , северном и юго-восточном крыльях углы падения составляют соответственно 1010/, 1015/, 1015/ , а на южном крыле 0055/. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы -3260м составляет 40м.
Вышележащий IX продуктивный пласт полностью сохраняет основные черты тектонического строения XIII1, XIII2+3 пластов. Размеры поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-3160м составляет 7,7*5км, амплитуда-40м. углы падения пород на западном, южном и северном крыльях равны соответственно 1015/, 10, 1010/.
В структурном плане IX пласта по сравнению с нижележащими (XIII1, XIII2+3), более четко выделяются прогибы, разобщающие купола.
Структурный план по поверхности верхнемеловых отложений отражает основные черты тектонического строения нижнемеловых пластов. Структурная выраженность по сравнению с нижнемеловыми отложениями характеризуется расплывчатыми контурами и пологими углами падения. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-2370м составляет 20м. Северный, центральный и южный куполы имеют амплитуду 10м и характеризуются одинаковым гипсометрическим положением. Современный структурный план белоглинских отложений (эоцен) отображает обширное пологое поднятие с расплывчатыми очертаниями, амплитудой 15м углы падения пород на крыльях составляют 0030/, 0045/. Выделяются северный, центральный и южный куполы. Северный и центральный куполы характеризуются одинаковым гипсометрическим положением (-2240), а южный на 10м ниже.
Структурный план отложений хадумской свиты в целом сохраняет основные черты тектонического строения белоглинских отложений, однако, структурные формы еще более пологи и расплывчаты. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-2240 составляет 15м. Северный и центральный купола четко выражены и имеют одинаковое гипсометрическое положение (-2330). Южный купол не находит четкого отображения, ему соответствует структурная терраса с отметками (-2232 м) - (-2235 м).
2.4 Нефтегазоносность
Нефтяное месторождение Озек–Суат входит в состав одноименной зоны нефтегазонакопления, Прикумского нефтегазоносного района Восточно–Предкавказской нефтегазоносной области. В пределах Прикумского нефтегазоносного района установлен широкий диапазон нефтегазоносности в разрезе всего осадочного чехла, включающего породы триаса, юры, мела и палеогена (рис. 2.5.).
На 45 разрабатываемых месторождениях выявлено 132 залежи, из которых 128 в отложениях нижнего мела. В юрских отложениях установлено 36 залежей , 17 в отложениях верхнего мела и 11 в палеогене.
Распределение начальных запасов по стратиграфическим комплексам представлено в таблице 2.3.
|
Начальные запасы, |
Отложения |
||||
|
Палеогено вые |
Верхнемело вые |
Нижнемеловые |
Юрские |
Триасо вые |
|
|
тыс. тонн |
5,5 |
12,0 |
158 |
18,5 |
10,3 |
|
% |
3 |
6 |
77 |
9 |
5 |
В пределах Нефтекумского района в разрезе осадочного чехла преобладают нефтяные залежи. Ггазовые залежи известны только в майкопских отложениях. Газоконденсатные и газоконденсатно–нефтяные установлены на востоке нефтегазоносного района на месторождениях Русский Хутор Северный и Русский Хутор Южный. Известна еще небольшая газовая шапка в залежи нефти VII пачки юры на Урожайненском месторождении.
Подавляющее число залежей связаны с терригенными коллекторами гранулярного типа в отложениях нижнего мела и юры. Наиболее крупные и продуктивные залежи установлены в VIII – IX пластах нижнего мела. В IV, V, VI-ом пластах нижнего мела залежи нефти установлены на месторождении Колодезное, во II-ом пласте только на месторождении Ильменское.
К карбонатным породам приурочены залежи в нефтекумской свите триаса и маастрихтском ярусе верхнего мела. В нефтекумской свите, расчленяемой на пять (снизу вверх) литологических пачек, нефтяные залежи связываются с тремя верхними 3,4 и 5 пачками. Установлено, что, чем выше пачка, тем лучше их коллекторские свойства и, соответственно, более высокая продуктивность. Ловушками залежей нефти служат останцы в эрозионных выступах.
Залежи нефти в маастрихтском ярусе распространены в пределах трех зон нефтегазонакопления. Они установлены на больших и малых месторождениях, но везде это водонефтяные залежи. Маастрихтский ярус выделяемый, по промысловой номенклатуре как I пласт верхнего мела по геофизическим материалам расчленяется на несколько пропластков, по одной из номенклатур на пять пропластков, из которых 11 13 и 15 представлены плотными известняками, а остальные пропластки – рыхлыми известняками. И рыхлые, и плотные пропластки обладают в разной степени различной трещинной пористостью. Нефтяные притоки получены из всех пропластков карбонатной толщи, мощность которой достигает 60 – 70 м. Залежи нефти в маастрихтском ярусе обладают редкими, а возможно и уникальными особенностями, которые заключаются в том, что в пределах всей залежи нефть и вода находятся в подвижном состоянии, причем доля нефти не превышает 10 –20%. Структурные ловушки в маастрихтском ярусе не превышают 20 м, а высота залежей, на отдельных месторождениях, достигает 60 – 70 м. Характерно, что залежь располагается не только под структурной ловушкой, но и за ее пределами, смещаясь обычно в южном, юго–западном и юго–восточном направлениях. Водонефтяной контакт в обычном понимании здесь приобретает несколько иное содержание. Водонефтяной контакт в залежах такого типа, это поверхность, выше которой получают нефть с водой, а ниже только воду. Поверхность контакта, обычно, имеет выпуклую форму в сторону подошвы пласта, причем выпуклость больше в осевой части поднятия, что связывается с распределением трещиноватости пород.
В нижнеолигоценовых и эоценовых отложениях палеогена выявлены залежи нефти, связанные с коллекторами, представленными аргиллитоподобными, тонколистоватыми, тонкоплитчатыми, слаботрещиноватыми глинами и слаботрещиноватыми глинистыми известняками и мергелями. Эффективное пустотное пространство этих коллекторов представлено межлистоватыми и межплитчатыми пустотами и трещинами.
Коллекторы характеризуются очень низкими фильтрационно–емкостными свойствами. Улучшенные коллектора отличаются зональным характером распространения. Залежи нефти, как правило, не связаны с гипсометрическим положением структур, хотя и приурочены к наиболее крупным и тектонически осложненным поднятиям. В основном, залежи нефти контролируются характером развития коллекторов и могут быть отнесены к литологически ограниченному типу. Об ограниченности и замкнутости залежи свидетельствует резко изменчивые дебиты нефти, значительное снижение дебитов и пластовых давлений уже в первое время эксплуатации.
2.4.1 Нефтеносность месторождения Озек–Суат
На месторождении Озек-Суат нефтеносность выявлена в палеогеновых, верхнемеловых, нижнемеловых и юрских отложениях.
Палеогеновые отложения (хадумская и белоглинская свиты)
Хадумско–белоглинские отложения испытаны в 11 скважинах в восьми из них (73%) получены признаки нефтеносности. Нефтеносность белоглинских отложений установлена только в скв. 116 (непереливающий приток нефти 0,7 м3/сут) и в скв.7, при совместном испытании хадумско–белоглинских отложений, отмечался периодический выброс нефти 0,5 – 0,8 м3/сут. Нефтеносность хадумских отложений установлена в восьми скважинах. Однако, только одна скважина 107 дала промышленный приток нефти 3,4 м3/сут и обеспечила накопленную добычу 12,0 тыс.т нефти. В остальных скважинах получен непереливающий приток нефти с дебитом менее 1,0 м3/сут или непереливающие притоки воды с нефтью (10 – 50 %).
Эффективное освоение залежи нефти в хадумско–белоглинском комплексе отложений возможно только при расположении скважин в пределах линейных зон с улучшенными коллекторскими свойствами. К сожалению, метода выделения таких зон в глинистых отложениях нижнего олигоцена пока не разработано. В целом, залежь нефти, связанная с хадумско–белоглинским пластом, отличается очень низкой промышленной ценностью.
Верхнемеловые отложения (маастрихтский ярус,пласт – IК2)
Нефтеносность маастрихтского яруса, установленная в скважинах 27, 55 и 192, связана с северным поднятием Озек–Суатского месторождения, в пределах которого выделены северная и центральная залежи.
На северной залежи скважины 27 и 55 располагаются на восточной периклинали локального поднятия, а скважина 192 – на западной периклинали центрального поднятия. Поскольку оба поднятия располагаются в пределах одной более крупной структуры северного поднятия, оконтуренной изогипсой –2370,0 м, то, очевидно, и формирование залежи в ее пределах происходили в близких геологических условиях. Это обстоятельство позволяет использовать аналогии и переносить информацию между участками залежи.
Водонефтяные контакты в залежах приняты по нижним дырам перфорации в скважинах, из которых получены притоки нефти с водой, так же, как и принималось ранее на всех известных месторождениях. Согласно представленной модели залежи, водонефтяной контакт наклонен с севера–востока на юго–запад и в этом же направлении происходит увеличение нефтенасыщенных толщин.
Нижнемеловые отложения
В разрезе нижнемеловых отложений продуктивными объектами остаются IX, XIII1 и XIII2+3 пласты.
По уточненному геологическому строению в пласте XIII1 выделены пять самостоятельных нефтяных залежей.
Северная залежь (основное поле) - пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной части поля. Размеры залежи контролируются ВНК, определенным на абсолютной отметке –3243м. Промышленное освоение залежи начато в 1988 году. Залежь нефти эксплуатировали две скважины 245 и 267. Накопленная добыча по ним составила 41 тыс.т. С 1994 года обе скважины бездействуют.
Залежь в районе скважины № 22 незначительных размеров, расположена в периклинальной части локального поднятия, отделенная от основного поля северной залежи зоной выклинивания коллектора. Размеры ее контролируются литологическим экраном и ВНК, определенным на абсолютной отметке -3243м. Залежь не разрабатывалась. Единственная скважина 22 на этом участке ликвидирована.
Залежь в районе скважин № 19, 53, 101 – пластовая, сводовая, с элементами литологического экранирования. Притоки нефти получены в скважинах 19, 53, слабый приток нефти – в скважине 94 ВНК по ним определен на абсолютной отметке - 3261 м. В эксплуатации длительное время находилась скважина 19, добыча нефти которой составляет 20 тыс.т. В настоящее время скважина бездействует.
Залежь в районе скважины № 77 незначительных размеров, литологически экранированная. ВНК определен на абсолютной отметке –3276 м по результатам испытания пласта в единственной скважине 77, из которой за период эксплуатации отобрано 4 тыс.т нефти ( 70% от извлекаемых запасов).
Залежь в районе скважины № 108 – пластовая, сводовая, контролируется одной скважиной, из которой в течение длительной эксплуатации отобрано максимальное количество нефти (64 тыс.т) по сравнению с другими добывающими скважинами из XIII1 пласта. Структурные условия ловушки изучены слабо, поэтому размеры залежи следует считать условными. Отметка ВНК принята на глубине –3290м.
По уточненному геологическому строению пласты XIII2 и XIII3 образуют пять самостоятельных нефтенасыщенных полей. Два поля приуроченные к северному куполу Озек–Суатской структуры, два поля – к южному куполу и одно к структурному осложнению в районе скважин 7 и 108 скважин на южной переклинали поднятия.
Нефтенасыщенные поля XIII2 и XIII3 пластов, приурочены к северному куполу Озек–Суатской структуры, имеют достаточно обширные зоны слияния коллекторов гидродинамически связаны и объединены в единый резервуар – северную залежь XIII2-3 пластов.
Юрские отложения
В юрских отложениях промышленная нефтеносность связана с V3-5, V6 и VI пластами. Ниже приводится характеристика залежей этих пластов.
Данные по новым скважинам залежи V3-5 II пласта позволили прирастить значительную площадь на западном участке (р –н скв. № 211, 212, 240 ). Начальные дебиты изменяются в широких пределах от 0,1 до 126 т/сут. Также резко изменяется продолжительность работы добывающих скважин и накопленная добыча нефти по ним. Это свидетельствует о чрезвычайной изменчивости коллекторских свойств пласта. Площадь нефтеносности залежи составляет 16176 тыс.м2, а площадь водонефтяной межконтурной зоны составляет 32% площади залежи.
Залежь V6 III пласта гидродинамически связана с вышележащей залежью V3-5 пласта. Она менее изучена, чем залежь V3-5 пласта. В ряде скважин V6 пласта испытан совместно с V3-5 пластом. В результате изменения корреляции юрских пластов значительная часть нефтенасыщенного обьема V6 пласта на юге площади переведена в V3-5 пласт. С другой стороны, данные по новым скважинам позволили увеличить площадь нефтеносности на западе р – н скв. 212,158,216) и на востоке залежи. Судя по данным испытания и эксплуатации скважин изменчивость коллекторских свойств V6 пласта аналогична V3-5 пласту. ВНК по результатам испытания скв. 55 остался прежним, на отметке –3302 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 16 м (скв. 212).
Первооткрывательницей залежи нефти VI пласта в 1964 г. считалась скв. № 54. По современной корреляции продуктивный интервал этой скважины относится к V пачке месторождения Полевого. Реальными открывательницами залежи нефти в VI пласте месторождения Озек–Суат являются скв. 53 и 19. В сентябре 1957 г. при их, почти одновременном, опробовании получены промышленные притоки нефти дебитом до 142 м3/сут и газовым фактором 160 м3/т. К настоящему времени в VI пласте установлено пять небольших залежей, иногда охарактеризованных одной – двумя скважинами. Каждая из залежей располагается в пределах небольших поднятий, осложняющих Озек–Суатский свод.
На месторождении Озек-Суат промышленная нефтегазоносность VII пачки не установлена. Указанный в обосновании интервал по скв. 167 – 3337-3340 м (-3307,8 –3510 м) принадлежит не VII, а VI пласту юры. Опробованный интервал 3400-3402 (-3370 –3372м) в котором отмечались признаки нефти (вода с пленкой нефти), приурочен к глинистому разделу между VI и VII пластами и значительно ниже предполагаемого продуктивного интервала. Источник поступления флюида не определен.
Ниже приводится сводная таблица основных сведений по нефтяным залежам.
Таблица 2.4 – Сведения о нефтяных залежах
|
N п/п |
Пласт |
Залежи |
Глубина, м |
Размеры |
Нефтенасыщенные толщины, м |
Тип залежи |
||||
|
Свода |
ВНК, (-абс) |
Длина, км |
Ширина, км |
Высота, м |
Пределы |
Среднее |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
Хадум–белогл комп. отлож. |
В гран. скв. 103 – 104 – 107 – 7 |
2200 |
- |
6,3 |
3,1 |
- |
7,7 |
Пластовая, литологически экранированная |
||
|
I К2 |
северная |
2390 |
-2365 -- -2428 |
5 |
3 |
64 |
0 – 62,5 |
22,4 |
Массивно - пластовая |
|
|
центральная |
2390 |
-2365 -- -2428 |
3 |
2 |
64 |
0 -48 |
17,5 |
Массивно - пластовая |
||
|
IX K1 |
северная |
3250 |
-3152, - -3165, |
7 |
4,5 |
35 |
0 – 20,5 |
17,5 |
Пластовая, сводовая |
|
|
южная |
3170 |
-3156,0 |
3 |
3 |
18 |
0 – 16,0 |
6,9 |
Пластовая, сводовая |
||
|
XIII1 К1 |
северная |
3260 |
-3243,0 |
4 |
1,5 |
2,0 |
0 – 4,4 |
1,8 |
Пластовая – сводовая, литологически экранированная |
|
|
р – он скв. 22 |
3270 |
-3243,0 |
1 |
0,6 |
5 |
0 –1,4 |
0,5 |
Пластовая – сводовая, литологически экранированная |
||
|
р – он скв. 77 |
3320 |
-3276,0 |
1,3 |
0,6 |
6 |
0 –1,9 |
0,6 |
Пластовая – сводовая, литологически экранированная |
||
|
р – он скв. 101 |
3262 |
-3261,0 |
4 |
1,7 |
29 |
0 –2,3 |
1,2 |
Пластовая – сводовая, с элемент. литолог. экранированная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
р – он скв. 108 |
3316 |
-3290,0 |
1,7 |
1,0 |
6 |
0 –4 |
3,4 |
Пластовая – сводовая, литологически экранированная |
||
|
XIII2 К1 |
северная |
3277 |
-3293 |
9 |
7 |
48 |
0 - 5 |
2,4 |
Пластовая – сводовая,литологически экранированная |
|
|
южная |
3294 |
-3280 |
2,5 |
1,5 |
19,1 |
0 – 3,6 |
1,5 |
Пластовая – сводовая,литологически экранированная |
||
|
XIII3 К1 |
северная |
3288 |
-3293 |
8 |
4 |
40 |
0 – 6 |
2,4 |
Пластовая – сводовая,литологически экранированная |
|
|
южная |
3290 |
-3288 |
3,5 |
2 |
28 |
0 – 3,5 |
1,5 |
Пластовая – сводовая,литологически экранированная |
||
|
р – он скв. 7 |
3350 |
-3325 |
2,6 |
1 |
15 |
0 –3,5 |
2,0 |
Пластовая – сводовая,литологически экранированная |
||
|
V3-5 |
3295 |
-3302 |
7,0 |
1,8 – 3,0 |
41,0 |
0 - 24 |
Пластовая, стратиг. экран с элементами литолог. экранирования |
|||
|
V6 |
3302 |
-3302 |
4,6 |
1,0 – 1,6 |
31,0 |
0 - 16 |
Пластовая, стратиг. экран с элементами литолог. экранирования |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
V3-5 + V6 |
3295 |
-3302 |
7,0 |
1,8 – 3,0 |
41,0 |
0 – 26,4 |
Пластовая, стратиг. экран с элементами литолог. экранирования |
|||
|
VI |
р – он скв. 215 |
3334 |
-3304 |
1,0 |
0,5 |
4,8 |
0 – 4,8 |
Пластовая сводовая, литологически экранированная |
||
|
р – он скв. 95 - 214 |
3310 |
-3290 |
3,25 |
0,65 – 1,25 |
12,6 |
0 – 16,0 |
Пластовая сводовая |
|||
|
р – он скв. 167 |
3325 |
-3307 |
0,5 |
0,5 |
12,0 |
0 – 12,0 |
Пластовая сводовая, литологически экранированная |
|||
|
р – он скв. 53 - 19 |
3305 |
-3309 |
3,8 |
1,0 – 1,4 |
31,6 |
0 – 14,5 |
Пластовая сводовая |
|||
|
р – он скв. 77 - 263 |
3358 |
-3325 |
1,7 |
1,5 |
16,8 |
0 – 15,0 |
Пластовая сводовая |
2.4.2 Состав и свойства нефти и газа
Физико-химические свойства пластовых, дегазированных нефтей и растворенного газа определялись по результатам исследования глубинных и поверхностных проб. Глубинные пробы отбирались пробоотборниками ПД-3М выше кровли пласта на установившемся режиме работы скважин при давлении насыщения. Пробы исследовались на аппаратах УИПН-2 и АСМ-300М. Поверхностные пробы нефти отбирались на устье скважин и исследовались в соответствии с действующими методиками и ГОСТами. Компонентный состав попутного газа определялся на хромотографах ХЛ-4 и ЛХМ-8МД по газу, отобранному при однократном разгазировании глубинных проб нефти. Все анализы проводились в институтах ГрозНИИ и филиале СевКавНИПИнефть.
Всего на поле Озек-Суат выполнено 37 анализов глубинных проб нефти, 81 анализ поверхностных проб нефти и 45 анализов попутного газа.
Осредненные значения физико-химических свойств нефти и газа по результатам последних исследований приведены в таблицах 2.5-2.7.
Нефть IX K1 пласта легкая (0,819 г/см3), малосернистая (0,12 %), малосмолистая (2,86 %), высокопарафинистая (20,3 %), содержание легких фрвкций до 300 0С – 46,8 %. Температура застывания 20,1 0С, температура начала кипения – 72 0С. По результатам анализа глубинных проб давление насыщения равно 9,7 МПа, объемный коэффициент – 1,31, газосодержание 90,6 м3/т, динамическая вязкость – 0,53 мПа*с. Газ жирный, пропан-этанового типа с содержанием метана – 44,6 %.
По классификации А.Ф. Добрянского все нефти поля Озек-Суат относятся к метан-нафтеновому типу. Они легкие, малосернистые, малосмолистые и высокопарафинистые. Содержание светлых фракций при температуре 3000С составляет порядка 45 %. Выход масел по данным института ГрозНИИ равен 20 %. Попутный газ всех продуктивных пластов жирный, этан-пропанового типа с содержанием метана на уровне 50 %. Промышленного количества гелия газ не содержит.
Таблица 2.5 – Физико-химические свойства пластовой нефти поля Озек-Суат
|
Пласт |
Пластовая температу ра, 0С |
Давление насыщения, МПа |
Пластовое давление, МПа |
Объемный коэффициент |
Газосодержание, м3/т |
Плотность нефти, г/см3 |
Вязкость, мПа*с |
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа |
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3*Па) |
|
IX K1 |
132 |
9,7 |
31,4 |
1,31 |
90,6 |
0,703 |
0,53 |
15,9 |
9,3 |
Таблица 2.6 – Физико-химические свойства дегазированной нефти
|
Пласт |
Плотность нефти, г/см3 |
Кинематическая вязкость, мкм/с |
Температура застывания, 0С |
Температура начала кипения, 0С |
Содержание светлых фракций при t, 0С |
Содержание, масс % |
Температура, 0С |
||||||||
|
100 |
150 |
200 |
250 |
300 |
Асфаль- тенов |
Смол |
Пара-финов |
Серы |
Воды |
||||||
|
IX K1 |
0,819 |
57,04 |
20,1 |
72 |
5,1 |
13,6 |
22,8 |
34,1 |
46,8 |
0,78 |
2,86 |
20,3 |
0,12 |
9,6 |
51,4 |
Таблица 2.7 - Состав газа, растворенного в нефти
|
Пласт |
Плотность |
Содержание, объем % |
|||||||||||
|
Абсолютная, г/см3 |
Относительная, г/см3 |
Метан |
Этан |
Пропан |
Изобутан |
Норм. бутан |
Изопентан |
Норм. пентан |
Гексаны |
Углек. газ |
Азот + редкие |
Гелий |
|
|
IX K1 |
1,3064 |
1,0841 |
44,6 |
15,9 |
17,0 |
3,4 |
5,7 |
0,77 |
0,51 |
0,42 |
7,5 |
4,1 |
0,0127 |
2.5 Гидрогеология
2.5.1 Гидрогеологическая изученность
Месторождение Озек-Суат расположено на северо-востоке Ставропольской части Восточного-Предкавказского артезианского бассейна. Осадочная толща мезокайнозоя содержит большое количество водоносных горизонтов, слагающих ряд водоносных комплексов более широкого стратиграфического диапазона (доюрский, юрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеогеновый, неогеновый).
Водоносные горизонты и комплексы переслаиваются с глинистыми водоупорными породами, распространенными, преимущественно, повсеместно. Наибольшую толщину имеют неоген-палеогеновые майкопские глинистые отложения, содержащие линзовидные пласты песков, песчаников и алевролитов с высоконапорными водами.
Большинство пористо-проницаемых пород мезокайнозоя представлено гранулярными, поровыми коллекторами и только в белоглинской, кумской свитах, в верхнем мелу и в триасе карбонатными коллекторами с вторичной пористостью. В разрезе месторождения Озек-Суат изучались гидрогеологические условия 23 водоносных горизонтов, табл. 2.5. Химический состав подземных вод изучался только по качественным пробам. Выполнено 98 качественных анализов вод и 50 замеров пластовых давлений. Из микрокомпонентов в водах определялось содержание брома, йода, бора. Только по единичным пробам определено содержание аммиака и нафтеновых кислот. Сведения о величинах пластовых давлений имеются в большом количестве, но использованы для обобщений лишь те из них, которые получены при испытании скважин до дренирования пластов. Замеры статических уровней подземных вод требуют длительных простоев скважин, поэтому они, как правило, проводились очень редко. Естественные геотермические условия месторождения не изучались. Выполненные замеры температур в стволах скважин максимальными ртутными термометрами дают искаженное представление о тепловом состоянии пород разреза. В связи с этим естественные температуры рассчитаны по кривым беспростойного термокаротажа.
Нижнемеловой гидрогеологический комплекс
Данный комплекс сложен неокомскими и альб-аптсеноманскими преимущественно терригенными породами.
Отличительной особенностью нижнемелового гидрогеологического комплекса по сравнению с нижележащим является, прежде всего, значительно большая площадь его распространения. Он развит на всей территории Западного, Восточного и Центрального Предкавказья.
При внимательном рассмотрении схемы приведенных напоров вод нижнемеловых отложений (рис. 2.6.) в центральной части зоны может быть выделена полоса пониженных напоров, протягивающихся от г. Прикумска к северо-северо-востоку на Гороховское и Ики-Бурул. Напоры в этой полосе ниже, чем на западе (в районе Благодарного) и на востоке (в большинстве участков Озек-Суатского района). Воды нижнемеловых отложений в этой полосе характеризуются пониженной минерализацией по сравнению с западными и восточными районами. Сопастовление указанных фактов позволяет выделить в пределах рассматриваемой зоны полосу субмеридионального (северо-северо-восточного) простирания, в которой, по-видимому, облегчены условия движения вод и которая, таким образом, хорошо связана с районом Песчаного поднятия, где имеет место разгрузка вод.
Облегченные условия циркуляции вод в этой полосе могут быть связаны либо с повышенной пористостью и проницаемостью нижнемеловых пород, либо с наличием здесь тектонического разлома субмеридионального простирания.
Зона постепенного снижения напоров распространяется до северной границы бассейна – вала Карпинского, где отмечена скрытая разгрузка вод нижнемеловых отложений в вышележащие горизонты.
Рис. 2.6 Схема приведенных напоров вод нижнемеловых отложений
1 – скважина и значение приведенного уровня (ав-бс. отм), м;
2 – изолинии приведенного уровня ;
3 – граница выхода отложений на поверхность
2.5.2 Гидродинамические условия
Поскольку месторождение Озек-Суат расположено севернее зоны с максимальными пьезометрическими напорами подземных вод Восточно-Предкавказского бассейна, то поверхности этих напоров должны снижаться на север и северо-восток. Фактических данных по водоносным горизонтам и комплексам недостаточно для составления карт пьезометрических поверхностей, а потому подтвердить это представление для рассматриваемого месторождения не предоставляется возможным. Но гидрогеологические материалы и наклон многих нефтяных залежей по региону не позволяют сомневаться в том, что пьезометрические поверхности водоносных горизонтов наклонены здесь в указанном направлении.
Касаясь условий формирования подземных вод палеоген-мезозойских отложений следует отметить их преимущественно седиментационый генезис. Характерной чертой Восточно-Предкавказсвого артезианского бассейна является территориальное совпадение его областей питания и циркуляции подземных вод, а область разгрузки расположена по всему контуру бассейна. Водоносные горизонты и комплексы палеоген-мезозойских пород получают питание за счет отжима седиментационных вод из выше и нижележащих глинистых отложений при уплотнении под давлением вышележащей толщи. Эти воды, после перехода в коллекторские пласты, движутся в стороны пониженных пьезометрических напоров. Как указывалось выше, для месторождения Озек-Суат таким направлением в общих чертах является северное, северо-восточное. О гидродинамических условиях водоносных пластов судят по фактическим пьезометрическим напорам подземных вод. Однако, в связи с малочисленностью данных о пьезометрических напорах, основной характеристикой гидродинамики подземных вод являются пластовые давления. В таблице 2.8 представлены величины пластовых и избыточных давлений и пластовых давлений, приведенных к уровню моря, основных водоносных горизонтов.
Таблица 2.8. Изученность физико-химических свойств подземных вод
месторождения Озек-Суат
|
№ п/п |
Водоносные горизонты и комплексы |
Количество качественных химических анализов вод |
Количество замеров пластового давления |
|
|
После отбраковки |
Принятые для характеристики |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Четвертичные |
8 |
8 |
- |
|
2 |
Апшерон |
12 |
12 |
- |
|
3 |
Акчагыл |
3 |
3 |
- |
|
4 |
Чокрак |
1 |
1 |
- |
|
5 |
Майкоп |
12 |
12 |
- |
|
6 |
Хадум |
3 |
3 |
2 |
|
7 |
Фораминиферовые |
4 |
4 |
2 |
|
8 |
К2I |
2 |
2 |
2 |
|
9 |
К1I |
6 |
6 |
- |
|
10 |
К1II |
- |
- |
1 |
|
11 |
К1IV |
1 |
1 |
- |
|
12 |
К1V+VI |
3 |
3 |
5 |
|
13 |
К1VII |
1 |
1 |
- |
|
14 |
К1VIII |
4 |
4 |
2 |
|
15 |
К1IX |
23 |
23 |
10 |
|
16 |
К1X |
1 |
1 |
- |
|
17 |
К1XI |
1 |
1 |
- |
|
18 |
К1XII |
- |
- |
1 |
|
19 |
К1XIII |
8 |
8 |
7 |
|
20 |
J2V1-2 |
1 |
1 |
- |
|
21 |
J2V6 |
1 |
1 |
4 |
|
22 |
J2VI |
- |
- |
3 |
|
23 |
J1VII |
3 |
3 |
9 |
|
24 |
T1 nf |
1 |
1 |
3 |
|
25 |
Pz |
1 |
1 |
- |
Итого |
98 |
98 |
51 |
Из геологических, гидрогеологических и промысловых данных следует, что режим флюидосодержащих пластов, в основном, является водонапорным. Только в коллекторах майкопа – упругим.
Судя по данным пластовых давлений, устойчивое и длительное фонтанирование подземных вод, даже не содержащих нефть и газ, возможно из некоторых горизонтов палеогена и нижнего мела. Ниже по разрезу устойчивый самоизлив вод из скважин практически исключается. Воды этих пластов могут самоизливаться только в смеси с нефтью и газом, а интенсивность и продуктивность их фонтанирования находятся в зависимости от величины и устойчивости во времени пластового давления. При планировании отбора вод из пластов нижнего мела и юры для извлечения полезных микрокомпонентов необходимо ориентироваться на быстрый или немедленный переход к механизированной добычи.
2.5.3 Химический состав подземных вод
Пробы вод четвертичных, апшеронских пластов, а также иногда и акчагыльских отбирались из скважин, построенных для технического водоснабжения бурящихся глубоких скважин.
Отбор проб других подземных вод для химического анализа производился при испытании перспективных на нефть и газ отложений в процессе бурения скважин, после спуска в них эксплуатационных колонн и при обводнении продуктивных пластов. Наибольшее количество качественных проб воды отобрано из ch-blg, К1IX и К1XIII пластов.
Полные результаты анализа вод (как пример гидрохимической изученности недр месторождения) проведены только по К1IX пласту, а по остальным водоносным пластам дана усредненная физико-химическая характеристика по наиболее качественным исходным данным. Для возможности восстановления содержания отдельных ионов, минерализация вод в формулах их химического состава приведена как в г/л, так и в мг-экв./л. Минерализация подземных вод последовательно увеличивается с глубиной и возрастом отложений от 0,8-3,1 г/л в неогене до 80-100 г/л в нижнем мелу и юре.
Снижение минерализации вод отмечается в нижнем триасе (82,7 г/л) и в домезозойских отложениях – 62,3 г/л.
Снижение минерализации юрских подземных вод месторождения Озек-Суат на 20-30 г/л по сравнению с другими территориями Восточного Предкавказья, объясняется эрозионным разрушением соответствующих водосодержащих пород в верхнеюрское и раннемеловое время и воздействием на них опресненных поверхностных вод. Во всех изученных водах, из катионов значительно преобладает натрий. Магний преобладает над калием только в водах четвертичных, апшеронских и акчагыльских отложений. В водах всех остальных горизонтов из второстепенных катионов значительно в больших количествах содержится кальций. Из анионов в водах четвертичных, апшеронских и акчагыльских отложений преобладает гидрокарбонат, в водах более древних горизонтов отмечается существенное преобладание хлора. Кроме этого эти воды практически бессульфатные. В связи с таким содержанием ионов, воды трех верхних горизонтов относятся к типу гидрокарбонатно-натриевых, а воды всех нижележащих горизонтов к типу хлоридно-натриевых.
2.6. Запасы нефти и газа
Подсчет запасов нефти, растворенного газа и утверждение их в ГКЗ СССР по месторождению Озек-Суат производились поэтапно в 1954, 1956, 1959, 1964 годы. Запасы нефти и растворенного газа по месторождению Озек-Суат были пересчитаны и утверждены ЦКЗ МПР в 2001 году.
Начальные балансовые запасы нефти категории А+В+С1 по месторождению Озек-Суат составляют 42211 тыс. т, извлекаемые запасы нефти – 18087 тыс. т. Начальные балансовые запасы растворенного газа составляют 4572 млн. н. м3, извлекаемые запасы растворенного газа - 1886 млн. н. м3.
В целом по полю Озек-Суат пересчитанные запасы нефти категории А+В+С1 изменились незначительно, балансовые увеличились на 4,5%, извлекаемые уменьшились на 3,6%, при сопоставлении с запасами, утвержденными ранее (1964 год) и уменьшились балансовые на 2%, извлекаемые – на 9,6%, при сопоставлении с запасами, состоящими на Государственном балансе (2001 год). По отдельным залежам изменение запасов произошло в основном за счет уточнения эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициентов нефтеизвлечения.
3.Уточнение модели залежи нефти IX пласта приуроченной к нижнемеловым отложениям
3.1 Общие сведения о залежи нефти пласта IX К1
Самая большая по площади залежь на Озек-Суатском месторождении находится в продуктивном горизонте пласта IX К1. Пласт распространен по всей его площади, выдержан по литологическому составу, толщине. Общая толщина пласта изменяется в пределах 13,0-24,0 м и составляет в среднем 19,6м, коэффициент вариации 0,11. Характерной чертой строения пласта является наличие внутри него достаточно выдержанного по площади, непроницаемого прослоя, который разделяет его на два пропластка: К1IX1 толщиной 5,0-17,5м, среднее значение 11,4 м и К1IX2 толщиной 1,2-11,5м, среднее значение 5,3 м. Толщина непроницаемого прослоя между пропластками К1IX1 и К1IX2 изменяется от 0,6 м до 6,6 м, среднее значение 2,8 м, коэффициент вариации 0,49. На ряде отдельных участков площади в пределах контура нефтеносности и, практически, повсеместно в западной, северной и восточной частях законтурной зоны, непроницаемый прослой, разделяющий пропластки К1IX1 и К1IX2 выклинивается и они сливаются в единый резервуар.
В значительном количестве скважин (34%) в кровле и подошве пласта отмечаются уплотненные, непроницаемые прослои толщиной, соответственно 0,4-8,5м, среднее значение 1,7м и 0,2-11,0м среднее значение 2,2м, в остальных скважинах кровля и подошва пласта представлена коллекторами.
Кроме этого по всему разрезу пласта отмечаются непроницаемые прослои, представленные аргиллитами, уплотненными глинистыми песчаниками и алевролитами, реже мергелями и известняками. Эти прослои, расчленяющие пласт на 1-9 пропластков-коллекторов, как правило, имеют линзовидное строение, непостоянную толщину (0,2-7м), не коррелируются друг с другом и выклиниваются на значительно небольших расстояниях. Эффективная толщина пласта изменяется в пределах 4,0-23,5м и составляет в среднем 15,4м. коэффициент песчанистости резервуара 0,82.
Коэффициент литологической связанности 0,2, коэффициент расчлененности 3,10.
В таблице 3.1 приводится характеристика строения и неоднородности продуктивных пластов месторождения Озек-Суат.
Пласт К1IX сложен песчаниками и алевролитами с редкими прослоями аргиллитов и известняков. Среди обломочных пород преимущественное развитие имеют песчаники (80%), песчано-алевролиты (10%), алевролиты (5%) и аргиллиты(2%).
Песчаники светло-серые и серые с зеленоватым оттенком, светло-зеленые, темно- и буровато-серые, кварцевые, среднемелкозернистые, прослоями мелкосреднезернистые, с примесью крупнозернистого материала, иногда с включениями гравийных зерен кварца, однородные неглинистые до глинистых, (3,0-34,5%, ср-10%), некарбонатные до карбонатных (0-49% ср-9,6%), рыхлые, средней крепости и крепкие. Наряду с кварцем в составе песчаников в подчиненных количествах присутствуют глауконит, обломки пород, полевые шпаты, слюды. Цемент песчаников обычно сложного состава содержащий от 2 до 5 минеральных компонентов: хлорит, глауконит, шамозит, кальцит, спорадически сидерит, доломит и каолинит. Отмечаются и мономинеральные кальцитовые, хлоритовые, глинистые и шамозитовые цементы. Типы цементации: поровый, пленочный, контактно-крустификационный, редко базально-поровый и порово-базальный.
Алевролиты светло-серые, зеленовато-серые, серые и темно-серые. По минеральному составу обломочной части и цемента, алевролиты практически не отличаются от песчаников. Для алевролитов характерно повышенное содержание цемента и преобладание крепко сцементированных разностей.
Таблица 3.1 - Сводная характеристика геологического строения и неоднородности нижнемеловых и юрских продуктивных пластов месторождения Озек-Суат
|
Показатели |
Продуктивные пласты |
||||||
|
K1 IX |
K1 XIII1 |
K1 XIII2+3 |
J2 V3-5 |
J2 V6 |
J2 VI |
||
|
Количество скважин, вскрывших коллектор |
197 |
38 |
32 |
63 |
53 |
65 |
|
|
В т.ч. вскрывших монолитный пласт |
39 |
24 |
19 |
27 |
46 |
36 |
|
|
Толщины, м |
|||||||
|
Общая |
пределы изменения / пласта среднее значение / резервуара |
5-23,5 18,3 |
0,8-9,2 3,6 |
1,0-9,6 4,2 |
1,8-45 18,9 |
2,1-24,0 12,0 |
3,6-19,6 12,0 |
|
Коэффициент вариации |
0,16 |
0,68 |
0,69 |
0,46 |
0,44 |
0,34 |
|
|
Суммарная |
3610,5 |
221,3 |
163,8 |
814,5 |
598,0 |
706,7 |
|
|
Эффективная |
пределы изменения среднее значение |
4-23,5 15,4 |
0,8-4,4 2,7 |
1,0-7,2 3,2 |
1,8-36,0 16,5 |
2,4-20 11,0 |
3,6-19 10,9 |
|
Коэффициент вариации |
0,22 |
0,93 |
0,53 |
0,49 |
0,42 |
0,35 |
|
|
Суммарная |
2559,8 |
97,4 |
99,5 |
711,4 |
548,6 |
646 |
|
|
Проницаемые пропластки: |
|||||||
|
Количество: |
от — до всего |
1,0-9,0 611 |
1,0-3,0 52,0 |
1,0-4,0 46 |
2,0-6,0 111 |
2-3 17 |
2-4 55 |
|
Коэффициенты неоднородности: |
|||||||
|
песчанистости |
0,71 |
0,44 |
0,61 |
0,87 |
0,92 |
0,91 |
|
|
литологической связанности |
0,20 |
0,63 |
0,59 |
0,43 |
0,87 |
0,55 |
|
|
расчлененности |
3,1 |
1,37 |
1,4 |
1,8 |
0,32 |
0,85 |
По средним данным алевролиты по сравнению с песчаниками, значительно, менее карбонатные и, незначительно, более глинистые.
Аргиллиты темно-серые, однородные, неяснослоистые с примесью алевритового материала (до 25%), крепкие. Встречаются в виде прослоев различной толщины среди песчаников и алевролитов.
Известняки серые, реже темно-серые, тонкозернистые, мелкозернистые, иногда оолитовые, однородные, крепкие. Встречаются в виде отдельных, некоррелируемых между собой прослоев.
3 .2 Методика исследований
При расчленении продуктивного продуктивной части разреза скважины выделяются слои различного литологического состава, описываются их свойства, устанавливается последовательность их залегания, обстановка осадконакопления, а также определяются коллекторы и непроницаемые разделы между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методов изучения разреза. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, добывающие, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с данным описания и анализа образцов пород ( шлама, керна), с данными опробования специально выделенных интервалов на приток с целью установления характера насыщения коллекторов ( нефтью, газом и водой) и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.
3.2.1 Обоснование фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС, керна и гидродинамических исследований
Пористость, как основная емкостная характеристика коллекторов нефти определялась по результатам лабораторного исследования керна и по данным промыслово-геофизических исследований скважин.
Пористость коллекторов продуктивных пластов определялась по 82 образцам керна. Результаты расчета средних значений пористости коллекторов, определенных по керну и ГИС представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Сопоставление средних значений пористости пород
нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенных
по керну и данным ГИС месторождения Озек-Суат
|
Пласт |
Пористость, % |
Расхождение |
|||
|
По керну |
По ГИС |
Абсолютное (Кпг-Кпк) |
Относительное |
||
|
Кол-во определений |
Среднеариф- метическое |
Средневзвешенное за h |
|||
|
К1IX |
82 |
24,9 |
24,4 |
-0,5 |
-2,0 |
Открытая пористость коллекторов изменяется от 13,5% до 31,2%, составляет в среднем 24,8%, коэффициент вариации 0,18 (табл. 3.3).
Наибольшие значения пористости присущи хорошо отсортированным разностям некарбонатных пород с незначительным содержанием глинистого материала. Ухудшение сортировки обломочного материала и увеличение содержания глинистой компоненты и карбонатов обусловливает значительное снижение пористости, (гр. прил.). Отмечается корреляционная связь между пористостью и содержанием глинистого и карбонатного материала: Кп=29,33-0,52Сгл+к, коэффициент корреляции (-0,85).
Таблица 3.3 – Открытая пористость пород К1IX пласта нижнемеловых отложений
|
Тип породы |
пласт IX К1 |
|
|
Кп, % |
W |
|
|
Песчаники в т.ч. коллектора |
2,8-31,0 18,7(219) 13,5-31,0 24,8(132) |
0,48 0,18 |
|
Алевролиты в т.ч. коллекторы |
1,1-31,2 15,1(69) 18,5-31,2 24,5(28) |
0,56 0,17 |
|
Аргиллиты |
1,7-8,2 5,0(2) |
0,26 |
|
Известняки |
1,8-9,8 5,1(21) |
0,38 |
|
Мергели |
2,5-8,6 5,5(11) |
0,34 |
|
Все породы в т.ч. коллекторы |
1,1-31,2 16,2(316) 13,5-31,2 24,8(160) |
0,57 0,18 |
Для оценки соответствия величин пористости, определенных по промыслово-геофизическим данным и исследованиям керна, выполнено их сопоставление по интервалам (табл. 3.4).
Таблица 3.4 – Поинтервальное сопоставление результатов определения
пористости пород продуктивных пластов по керну и по данным ГИС
месторождения Озек-Суат
|
Пласт |
№ скв. |
Интервал, м |
Пористость, % |
Расхождение |
|||
|
По керну |
По ГИС |
Абсолютное (Кпг-Кпк) |
Относительное |
||||
|
Кол-во определений |
Среднеариф- метическое Кпк |
Средневзвешен-ное Кпг |
|||||
|
К1IX |
108 |
3218-3221 |
1,0 |
17,4 |
19,7 |
+2,3 |
13,2 |
|
3221-3224 |
1,0 |
20,4 |
18,8 |
-1,6 |
7,8 |
||
|
3224-3228 |
1,0 |
29,4 |
20,1 |
-9,3 |
31,6 |
||
|
202 |
3180-3187 |
4,0 |
23,4 |
16,9 |
-6,5 |
27,7 |
|
|
241 |
3179-3188 |
1,0 |
19,7 |
26 |
+6,3 |
32 |
Проницаемость пород пласта (песчаники, алевролиты) колеблется от 0,01*10-3 мкм2 до 1200*10-3 мкм2, в среднем составляет 56,8*10-3 мкм2, коэффициент вариации 4,9.
Величины проницаемости коллекторов находятся в пределах от 5,2 до до 1200 10-3 мкм2. Среднее значение проницаемости равно 120*10-3 мкм2, коэффициент вариации 1,06.
Высокой проницаемостью отличаются хорошо отсортированные, некарбонатные, неглинистые или слабо глинистые разности пород. С увеличением глинистости и карбонатности проницаемость снижается.
Отмечается тесная корреляционная связь между эффективной пористостью и проницаемостью:
В процессе эксплуатации месторождения Озек-Суат с целью определения фильтрационных параметров продуктивных пластов проводились гидродинамические исследования скважин: снятиe индикаторных кривых и кривых восстановления давления. включающие расчеты коэффициентов продуктивности на рабочих режимах. Проводились также специальные исследования по гидропрослушиванию скважин, изучению профилей притока и приемистости.
Сопоставление фильтрационных параметров, определенных по индикаторным кривым и кривым восстановления давления (табл. 3.5.) показывает, что в большинстве случаев они отличаются незначительно.
Таблица 3.5. – Сопоставление фильтрационных параметров определенных по ИК и КВД
|
Пласт |
Месторождение |
№№ скв. |
Гидропроводность, 10-11м3/Па*с |
Проницаемость, мкм2 |
||
|
ИК |
КВД |
ИК |
КВД |
|||
|
IX K1 |
Озек-Суат |
100 138 131 86 33 |
184 158 108 103 132 |
69 78 133 62 76 |
0,089 0,168 0,055 0,137 0,175 |
0,033 0,083 0,067 0,082 0,101 |
Это дает возможность при определении средних значений проницаемости и гидропроводности использовать все имеющиеся определения по КВД и ИК.
В работе рассмотрено более 50 определений фильтрационных параметров пласта по индикаторным кривым, кривым восстановления.
Проницаемость К1IX пласта по данным гидродинамических исследований скважин изменяется от 20*10-3 мкм2 до 980*10-3 мкм2, в среднем составляет 119*10-3 мкм2.
Средняя величина проницаемости пласта по результатам гидродинамических исследований, практически, совпадает со средним значением проницаемости, определенной по керну (120*10-3 мкм2) (табл. 3.6).
Таблица 3.6 – Колллекторские свойства пород-коллекторов IX К1 пласта нижнемеловых отложений
|
Тип породы |
Кп , % |
К.во., % |
Кнн, % |
Кпр.мат. по керну 10-3мкм2 |
Кпр. по гидродинамич. исслед. скв. |
|
Песчаники алевролиты |
13,5-31,2 24,8(166) |
24,0-73,0 43,5(73) |
27-76 56,5(73) |
52-400 120(125) |
20-980 119(55) |
По классификации А.А. Ханина (табл. 3.7) коллекторы IX пласта по емкостным и фильтрационным свойствам относятся к III классу коллекторов.
Для уточнения строения и залегания пласта IX К1 по геофизическим данным была построена схема корреляции по линии скважин:89-93-241-80-100-1-68-39 (рис. 3.1).
Следующим этапом было построение геологического разреза (рис. 3.2), что дало возможность оценить распространение и залегание продуктивного пласта.
На основании данных ГИС, исследовании керна построены структурные карты на которых выделены контуры нефтеносности .Построенный геологический профиль подтверждает выделенный ВНК. В связи со сложным строением пласта, его изменчивостью как по разрезу, так и по площади, можно отметить в районе скважины 254 замещение нефтесодержащих пород на водонасыщенные. Это подтверждает подсчетный план, построенный на основе структурной карты по кровле пласта IX (рис. 3.3).
Таблица 3.7 Классификация терригенных коллекторов по А.А.Ханину
|
Класс коллектора |
Название породы |
Эффектив-ная порис-тость,% |
Прони-цае- мость по газу, мД |
Характери-стика коллек- тора по проницае-мости и емкости |
|
I |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый |
>16,5 >20 >23,5 >29 |
>1000 то же то же то же |
Очень высокая |
|
II |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый |
15-16,5 18-20 |
500-1000 то же |
Высокая |
|
III |
Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый |
21,5-23,5 26,5-29 11-15 14-18 16,8-21,5 20,5-26,5 |
то же то же 100-500 то же то же то же |
то же то же Средняя то же то же то же |
|
IV |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый |
5,8-11 8-14 10-16,8 12-20,5 |
10-100 то же то же то же |
Пониженная |
|
V |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый |
0,5-5,8 2-8 3,3-10 3,6-12 |
1-10 то же то же то же |
Низкая |
|
VI |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый |
<0.5 <2 <3,3 <3,6 |
<1 то же то же то же |
Весьма низкая, обычно не имеет практичес-кого значения |
3.2.2 Водонефтяной контакт и контур нефтеносности в северной залежи IX пласта нижнего мела
Для обоснования первоначального ВНК с использованием всех накопленных геолого–промысловых материалов, дальнейшее поэтапное рассмотрение данных по скважинам, представляется нецелесообразным. Новые материалы рассмотрены как уточняющие первоначальные представления о положении ВНК. Этому способствует улучшенный комплекс геофизических исследований, который позволяет точнее выделять проницаемые интервалы, оценивать качественно и количественно параметры пористости и нефтенасыщенности. Последнее позволяет определять в скважинах выработанные и невыработанные части пласта. Если скважина пробуренная в пределах начального внутреннего контура нефтеносности высотно находится выше ВНК, не содержит частично или полностью нефтенасыщенных толщин, то это, как правило, происходило в связи с отборами в ближайших скважинах. В таких скважинах при построении карт нефтенасыщенных толщин, эффективные толщины приравнивались к нефтенасыщенным.
Аналогичным образом рассматривались и скважины, пробуренные в межконтурной части залежи. Если в пределах начальных отметок ВНК нефтенасыщенных толщин не обнаруживалось или они были меньше чем ожидалось, то анализировались причины этого явления и такие скважины или не учитывались, или в них восстанавливалась эффективная нефтенасыщенная толщина в соответствии с начальной отметкой водонефтяного контакта. Скважины, в которых произведена реконструкция начального ВНК и эффективных нефтенасыщенных толщин отмечены в таблицах и на картах.
Внешний контур нефтеносности в северной залежи IX пласта
Северная залежь IX пласта отделена от южной залежи неглубоким прогибом, установленным на этапе разведки месторождения скважиной 63 (рис. 3.3), вскрывшей глубокую ее часть на отметке –3166,6 м. В северо–восточном направлении, куда протягивается прогиб, глубина его, по – видимому, меньше, но тем не менее достаточная, чтобы отделить северную и южную залежи. Между скважинами 89 и 53, расположенными, соответственно, на южном и северном бортах прогиба, глубина его по градиенту наклона слоев определилась на отметке –3160,0 м. Косвенно, эти отметки подтверждаются результатами опробований в ближайших скважинах.
В скважине 89, которая находится на южном окончании основного поднятия, из интервала –3157,5 –3161,5 м получен приток воды. По геофизическим материалам IX пласт признан водонасыщенным на всю толщину, начиная от кровли на глубине –3154,0 м. Поскольку на южной залежи отметка ВНК достаточно определенно установлена на глубине 3156,0 м, то полученный в скважине 89 результат указывает на принадлежность к другой, северной залежи, в которой ВНК располагается выше. Условно на отметке –3154 м. Этот уровень начального водонефтяного контакта находит свое подтверждение в материалах скважин, расположенных вблизи от скважины 89, на, юго–западе основной залежи. Отметку ВНК здесь контролируют три скважины –9,255 и 95.
В скважине 9 по геофизическим заключениям IX пласт, кровля которого располагается на глубине 3154,8 м, полностью водонасыщен, что подтверждается и опробованием из интервала –3155,8 – 3160,8 м.
Скважина 255,пробуренная в 400 м севернее, вскрыла IX пласт практически на тех же глубинах, что и скважина 9. Нефтенасыщенных толщин по геофизическим материалам в ней не установлено. Нефтенасыщенные интервалы обнаружены в скважине 95, расположенной в 400 м севернее скважины 255.
В скважине 95 по геофизическим материалам ВНК определяется на глубине –3159,0 м. Поэтому, если водонасыщение пласта с глубины –3154,0м в скважинах 9 и 255 и нефтенасыщение до глубины – 3159,0 м в скважине 95 является достоверными то, очевидно, здесь имеет место наклонный водонефтяной контакт, с отметкой –3154,0 м до - 3159,0 м. Такое предположение укрепляется еще и тем, что находит свое продолжение в материалах опробования скважины 46.
В скважине 46 IX пласт перфорирован в интервале – 3163,0 – 3166,0 м, из которого получена нефть с водой. При работе через 15 мм штуцер дебит нефти достигал 255 м3/сут. При этом содержание воды достигало 68%. Позже скважина была переведена в нагнетательные. По геофизическим материалам ВНК определен на глубине – 3165,0м. Севернее, в скважине 3 и 47. По геофизическим материалам отметки ВНК так же определены на глубине –3165,0м.
В скважине 47 IX пласт представлен монолитным песчаником. Из интервала перфорации – 3149,1 – 3155,1 м получена безводная нефть и продолжительное время велась эксплуатация. За восемь лет эксплуатации, до начала 1962 года, было добыто 162 тыс м3. Все это позволило принять начальное положение ВНК в скважине 47 на отметке – 3165,0 м..
Эта глубина ВНК, находит свое подтверждение в материалах скважины 82, расположенной в 500 м севернее от скважины 47, но структурно ниже. В ней нефтенасыщенная толщина распространяется до глубины –3164,5 м, а перфорация до 3161,4 м. Из скважины в течение восьми месяцев добывалась безводная нефть.
На северо–западе поднятия, в километре от скважины 82, в скважине 52,опробован IX пласт в интервале –3165,0 –3182,0 м, из которого получена вода с пленкой нефти. Учитывая близкое расположение скважин 82 52, и полученные в них, соответственно, притоки нефти и воды, водонефтяной контакт в скважине 82 принимается на глубине – 3165,0 м.
Таким образом, по всему западному крылу поднятия водонефтяной контакт залежи принимается на глубине – 3165,0 м.
На северном крыле поднятия отметки водонефтяного контакта на близких глубинах фиксируется по материалам геофизики в скважинах 68, 1 и 74. В скважине 68 из интервала – 3160,7 – 3164,4 м получена нефть с водой, содержание которой, в процессе исследований на приток, увеличилось с 32 до 63%. По геофизическому заключению ВНК находится на глубине – 3163,0 м.
В скважине 1, расположенной в километре южнее от скважины 68, по геофизическим материалам ВНК определен на глубине – 3166,4 м. Опробована в ней кровельная часть пласта, под непроницаемым прослоем, в интервале – 3158,2 – 3161,2 м, из которого получен промышленный приток нефти с водой до 15%. Вода, по – видимому, посторонняя, та как количество ее в добыче скважины долгое время оставалось постоянным. Закачка цемента в перфорированную часть пласта положительных результатов не дала.
В скважине 74 IX пласт представлен монолитным песчаником, в котором ВНК по материалам геофизики определяется на глубине – 3165,0 м. Из интервала перфорации – 3158,0 – 3165,9 м вначале опробования получена нефть с небольшим содержанием воды, количество которой вскоре увеличилось до 44 – 70%.
Если рассматривать полученные материалы в скважинах 68, 1, и 74 совместно, так как они располагаются вблизи друг от друга, то замечено, что отметки ВНК в скважинах на близких глубинах, соответственно, - 3163,0, – 3166,4 и 3165,0 м. Из всех трех скважин получены смешанные притоки нефти с водой. Внешний контур нефтеносности на участке названных скважин принят на отметке – 3163,0 м, а ВНК в скважинах по геофизическим заключениям, соответственно.
В скважине 21, по геофизическим заключениям, ВНК определен на глубине – 3159,9 м. При опробовании пласта из интервала – 3149,0 – 3156,4 м получена нефть с водой. Было установлено, что вода в скважине посторонняя. После проведения ремонтных работ интервал перфорации был сужен до – 3150,4 – 3154,4 м, из которого поступала безводная нефть, но вскоре появилась вода, количество которой увеличивалось. Получение воды из интервала значительно выше ВНК связывается с особенностью строения пласта в скважине, который здесь представлен монолитным песчаником. Установлено, что при таком строении пласта и расстоянии нижних дыр перфорации от ВНК депрессия в 10 – 15 атм при освоении непременно приводит к конусообразованию и обводнение в скважинах прогрессивно увеличивается. С учетом изложенного, отметка ВНК в скважине 21 на глубине – 3160,0 представляется достоверной.
В скважине 60 продуктивный пласт опробовался в монолитной части в интервале – 3146,7 – 3151,7 м, из которого, получена нефть с водой. Количество воды в продукции скважины быстро увеличивалось, что объясняется монолитным строением пласта. По заключению геофизики пласт нефтенасыщен до глубины – 3156,9 м. В ближайшей скважине 134, расположенной высотно ниже, чем скважина 60, кровля водонасыщенного пласта находится на глубине – 3160,7 м. На внешнем контуре нефтеносности, в профиле скважин 60 – 134, отметка ВНК принимается на глубине – 3156,0 м.
Южнее, по восточному крылу поднятия отметку ВНК контролирует скважина 109, которая в отчете 1964 года не использовалась. Из интервала перфорации – 3148,4 – 3152,4 м был получен приток нефти с небольшим, около 10%, содержанием воды. Последующая эксплуатация скважины характеризовалась постепенным увеличением воды в продукции. По геофизическим заключениям ВНК располагается на отметке – 3152,0 м, которая принимается для внешнего контура нефтеносности.
Далее, на юг по восточному крылу поднятия, отмечается резкое погружение слоев, образующих заливообразный прогиб, направленный в центральную часть поднятия. Скважины 79 и 112, попавшие в зону прогиба вскрыли IX пласт на глубине – 3154,0 м и – 3151,9 м, соответственно. Опробования в кровельной части пласта дали пластовую воду. В обеих скважинах, по геофизическим материалам, ВНК отбивается на глубине - 3155,0 м. Но, учитывая результаты опробований, отметка ВНК на внешнем контуре нефтеносности принимается на глубине – 3152,0 м
Принятую отметку ВНК подкрепляет опробование скважины 49. Из интервала – 3145,2 – 3151,1 м получен безводный приток нефти. Однако в процессе эксплуатации в течение первого месяца количество воды в продукции скважины достигло41%. По материалам геофизики ВНК определен на отметке – 3154,0 м.
Скважина 62 замыкает кольцо периферийных скважин, на юго – востоке основной залежи. По материалам геофизики отметка ВНК определяется на глубине – 3152,0 м. Опробование IX пласта, в интервале – 3151,9 – 3154,5 м, дало приток воды с пленкой нефти, что вполне согласуется с заключением геофизики. ВНК в скважине 62 принимается на отметке – 3152,0 м. Учитывая, что эта же отметка ВНК принята и в скважинах 112 и 79, то и в скважине 49 она принимается на глубине – 3152,0 м.
В таблице 3.7 приведены принятые отметки ВНК в скважинах, которые определяют положение внешнего контура нефтеносности по всему периметру северной залежи.
Таблица 3.7 отметки ВНК по скважинам, определяющие положение контура нефтеносности
Таблица 3.7
|
№№ скважин |
Принятая отметка ВНК |
|
89 |
3154,0 |
|
255 |
3154,0 |
|
46 |
3165,0 |
|
47 |
3165,0 |
|
82 |
3165,0 |
|
52 |
3165,0 |
|
68 |
3163,0 |
|
1 |
3166,0 |
|
74 |
3165,0 |
|
21 |
3160,0 |
|
60 |
3157,0 |
|
109 |
3155,0 |
|
79 |
3152,0 |
|
112 |
3152,0 |
|
49 |
3152,0 |
|
62 |
3152,0 |
Внутренний контур нефтеносности в северной залежи IX пласта
Подошвенная часть IX пласта опробовалась в единичных скважинах, поэтому для обоснования ВНК на внутреннем контуре нефтеносности использовались, в основном материалы геофизики и другая геолого–промысловая информация.
На участке прогиба между основной и южной залежами, в скважинах 218 и 301, вскрывших продуктивный пласт в пределах вероятного нахождения начального ВНК, по геофизическим заключениям нефтенасыщенных толщин не установлено. Последнее связывается с выработкой нефти из пласта и продвижении воды в пределы залежи.
Для обоснования ВНК на внутреннем контуре нефтеносности использованы материалы скважин 44 и 87, расположенных структурно выше, чем скважины 218 и 301, но пробуренных на этапе разведки месторождения. В этих скважинах, из интервалов перфорации в кровельной части пласта получены безводные притоки нефти, а пласт нефтенасыщен до подошвы, соответственно, на глубинах – 3154,5 м и -3154,3 м. Учитывая, что на внешнем контуре нефтеносности ВНК принята на отметке – 3154,0 м, то и здесь принимается на этой же глубине
Отметку водонефтяного контакта по внутреннему контуру нефтеносности на юго–западе основного поднятия, непосредственно примыкающей к участку прогиба, контролируют скважины 33 и 257. В отчете 1964 года материалы этих скважин при обосновании ВНК не использовались.
Скважина 33 пробурена в период разведки месторождения с большим искривлением. Смещение забоя составляет около 250 м, удлинение ствола до кровли IX пласта составляет около 16,5 м. Пробуренная позже, в конце 1984 года, вертикальная скважина 257 вскрыла IX пласт в 70 м от забоя скважины 33. Разница в абсолютных глубинах вскрытия IX пласта составляет около 6,1 м, причем, ниже отметки в скважине 33. Элементарный расчет показывает, что при углах падения пластов до 10 превышение одной точки над другой на расстоянии до 100 м не составляет и одного метра. Очевидно, что ошибка в определении абсолютных глубин имеет место по скважине 33.Признавая эти аргументы можно условно принять, что в скважине 33 IX пласт находится на тех же отметках, что и в скважине 257. Это находит подтверждение в глубинах вскрытия IX пласта, в ближайших скважинах 259, 95 и 218, расположенных полукольцом 400 – 500 м южнее. Кровля IX пласта вскрыта в скважинах 257, 259, 95 и 218, соответственно, на глубинах – 3145,6 м, - 3147,0 м, - 3148,5 м и 3147,9 м. В скважине 33, IX пласт определен на отметке – 3151,7 м, что представляется ошибочным.
В скважине 33 из интервала перфорации – 3149,2 – 3157,2 м (3143,1 – 3151,1 м)* получен приток нефти с 30% воды, хотя, по геофизическим материалам пласт нефтенасыщен полностью. В процессе проведения работ по изоляции воды, которая поступала из вышележащей части разреза [2], интервал перфорации был сужен до – 3151,2 – 3153,2 м ( - 3145,1 – 3147 м). Из этого интервала в течение последующих трех лет было добыто 60 тыс. т безводной нефти, а всего, до полного обводнения в 1970 г, добыча нефти составила 133,5 тыс. т. Полученные материалы указывали на то, что в скважине 33 IX пласт был нефтенасыщен на всю толщину.
В скважине 257, пробуренной в конце 1984 года, уже после обводнения скважины 33, по геофизическим материалам нефтенасыщенных толщин не установлено, по тем же причинам, что и в скважинах 218 и 301, отмеченных выше.
Подошва нефтенасыщенной части пласта в скважине 33 принимается по скважине 257 на глубине – 3151,6 м. Обобщая изложенное выше, можно заключить, что в районе скважин 33 и 257 отметка ВНК находится много ниже – 3151,6 м. Округляя, принимается на отметке – 3159,6 м, как и на внешнем контуре нефтеносности. Западнее, отметку ВНК на внутреннем контуре нефтеносности, так же как и внешнем – определяет скважина 46, на отметке – 3165,0 м. Эту отметку, в определенной степени, подтверждает скважина 50, расположенная севернее в “сухой” части залежи. Это единственная скважина на западном крыле поднятия, в которой IX пласт опробован в подошвенной части, из IX2 пропластка. Опробование проведено из интервала – 3157,3 – 3159,8 м, из которого получена безводная нефть. Всего из скважины добыто 197 тыс. т нефти, что безусловно указывает на то, что ВНК значительно ниже интервала перфорации и так же как и на внешнем контуре принять отметку ВНК на внутреннем контуре нефтеносности на глубине – 3165,0 м.
По северному крылу поднятия для определения ВНК по внутреннему контуру нефтеносности использованы только геофизические заключения. Высокая плотность скважин в этой части залежи позволяет выбрать ближайшие пары скважин, в которых одна нефтенасыщена до подошвы пласта, а другая фиксирует отметку ВНК. Между ними, в соответствии с данными в скважинах, определялась отметка на внутреннем контуре нефтеносности.
Определенные таким образом отметки ВНК на внутреннем контуре нефтеносности по северному крылу поднятия приведены в ниже таблице 3.8.
В восточной части залежи, внутренний контур нефтеносности проходит вдоль заливообразного прогиба во внутренней части северной залежи. У “устья” прогиба ВНК принят по скважине 126, в которой IX пласт нефтенасыщен до подошвы на отметке – 3157,6 м, а контур нефтеносности проведен на отметке – 3158,0 м.
Продвижение вдоль и вглубь прогиба, по ее северному крылу, отметку ВНК контролируют скважины 98 и 99 по результатам опробований и заключений геофизики. Опробования, у кровельной чпсти IX пласта, дали безводные притоки нефти. Отметки ВНК по геофизике определены, соответственно, на глубинах – 3158,0 и – 3154,2 м. На внутреннем контуре нефтеносности отметка ВНК принимается на глубине – 3158,0 м, в соответствии с отметками ВНК в ближайших скважинах. В конце заливообразного прогиба отметку ВНК контролирует скважина 56, в которой пласт нефтенасыщен на всю толщину до отметки – 3158,5 м. Опробование IX пласта из интервала –3139,5 – 3146,5 м дало безводную нефть. ВНК на внутреннем контуре нефтеносности принят на глубине – 3158,0 м.
По южному крылу заливообразного прогиба отметку ВНК контролируют скважины 41 и 93, в которых пласт по материалам геофизики нефтенасыщен до подошвы пласта, соответственно, на отметках – 3156,9 м и 3150,1 м. Обе скважины эксплуатировались из IX пласта, из которого продолжительное время добывалась безводная нефть. Отметка ВНК на внутреннем контуре нефтеносности, на участке скважин 41 – 93 принимается на глубине – 3157,0 м.
Таблица 3.8. Отметки ВНК на внутреннем контуре нефтеносности
|
№№ скважин |
Отметка подошвы нефтяного пласта, м |
Отметка ВНК в скважине, м |
Принятая отметка на внутреннем контуре нефтеносности, м |
|
51 204 |
-3163,5 |
-3164,0 |
|
|
-3162,2 |
|||
|
158 120 |
-3161,0 |
-3163,0 |
|
|
-3163,0 |
|||
|
80 40 |
-3161,0 |
-3162,0- |
|
|
-3161,1 |
|||
|
121 40 |
3162,1 |
-3162,0 |
|
|
-3161,1 |
|||
|
59 |
-3160,5 |
-3162,0 |
|
|
122 |
-3158,9 |
-3160,0 |
|
|
27 125 |
-3152,5 |
-3156,0 - |
|
|
-3156,0 |
На замыкающем участке внутреннего контура нефтеносности, на юго–востоке северной залежи, примыкающем к прогибу, отметка ВНК принимается на отметке – 3154,0 м, на той же глубине, что и в прогибе.
На рисунке 3.5 показана схема опробования IX пласта нижнего мела.
4. Мероприятия по охране окружающей среды и недр
Все нефтяные месторождения следует рассматривать как единую геохозяйственную систему, работа которой складывается из взаимодействия нефтедобывающих комплексов, нефтесборных пунктов и предприятий по подготовке и переработке нефти. Все элементы этой системы связаны между собой, поэтому очагом техногенного воздействия на природную среду можно считать всю территорию деятельности ОАО Ставропольнефтегаз.
Составляющими природной среды являются атмосферный воздух, почва, поверхностные, грунтовые и подземные воды и задачей природоохранных мер является предотвращение их загрязнения. Охрана атмосферного воздуха на территории деятельности ОАО в целом и на месторождении Озек-Суат в частности обеспечивается соблюдением согласованных с органами Госкомэкологии нормативов предельно-допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу, а также, выполнением графика ведомственного контроля за соблюдением этих нормативов.
Загрязнение почв нефтью и пластовой водой на месторождении Озек-Суат связано с прорывами нефтепромысловых коммуникаций, а нарушение поверхностного слоя земли происходит в результате бурения, подземного ремонта скважин и строительства различных промысловых сооружений. С целью сохранения природного слоя почвы предусматривается проведение рекультивации всех загрязненных и нарушенных земель.
Загрязнение ближайших к месторождению Озек-Суат р. Горькая Балка и Нефтекумского канала связано с попаданием в них нефти, ПАВ и других вредных веществ. Контроль за состоянием всех рек и каналов, в том числе р. Горькая Балка и Нефтекумского канала, проводится постоянно в соответствии с графиками ведомственного контроля.
Отбор проб воды на 40-членный анализ производится в точках как в непосредственной близости от месторождения, так и за пределами территории деятельности ОАО (фоновые точки). Сопоставление этих анализов за последние 20 лет наблюдений дает основание сделать вывод об отсутствии заметного влияния разработки месторождения на состояние воды открытых водоемов.
Охрана недр в процессе бурения и разработки месторождения связана с предотвращением заколонных и межколонных перетоков, максимальной утилизацией попутно добываемых пластовых вод и наиболее полным извлечением нефти из продуктивных пластов. С этой целью бурение новых скважин и разработку месторождения Озек-Суат предусматривается проводить в соответствии с проектами, выполненными специализированными организациями, с соблюдением всех необходимых требований по охране недр и окружающей среды.
Особенностью работ на рассматриваемом месторождении является необходимость предотвращения возможного радиационного загрязнения окружающей среды. Такая возможность связана с содержанием в попутно добываемой пластовой воде солей естественных радионуклидов (ЕРН) радия-226, радия-228 и калия-40. В частности, содержание наиболее распространенного радионуклида радий-226 в пластовой воде месторождения Озек-Суат составляет 7,1 Бк/л, при уровне вмешательства по НРБ-99 0,5 Бк/л. При движении воды от скважин по системе сбора и транспорта до перерабатывающего завода соли ЕРН отлагаются в различных точках этой системы, создавая источники ионизирующих излучений с мощностью дозы до 500-1000 мкБэр/ч.
Большая часть добываемой пластовой воды закачивается обратно для поддержания давления в IX пласте месторождения Озек-Суат. Часть воды закачивается в поглощающие скважины и оставшаяся часть - сбрасывается на поля испарения. Процент утилизации пластовой воды-98.0. Содержание радия-226 в сбрасываемой на поля испарения воде составляет 3,7 Бк/л, а в уже сброшенной воде – 3,1 Бк/л, доля испарения представляют собой систему отдельных карт, разделенных земляными дамбами, общей площадью 47,1 га.
Контроль за состоянием радиационной обстановки на всей территории деятельности ОАО осуществляется на основе выполнения федеральных "Норм радиационной безопасности НРБ-99" и "Основных санитарных правил ОСП-72/87". В ОАО имеются лицензии ГАН России и санитарные паспорта на все виды работ с источниками ионизирующих излучений, а также пакеты нормативных документов, регламентирующих обеспечение радиационной безопасности во всех структурных подразделениях, согласованных с органами Госсанэпиднадзора.
Для выполнения различных исследований и составления проектных документов привлекаются такие специализированные организации как «НИЛ радиационной гигиены» (г. Санкт-Петербург), НПП «Торон» (г. Екатеринбург), институты Физико-технический (г. Санкт-Петербург), ВНИИХТ (г. Москва), НИИАР (г. Дмитровград); ВНИПИЭТ (г. Санкт-Петербург), аналитические лаборатории ГГП «Кольцовгеология» (г. Ессентуки) и Пятигорского городского центра Госсанэпиднадзора.
Перечень конкретных работ по охране окружающей среды и охране недр и мероприятия по контролю за их состоянием приводятся в таблице 4.1.
на месторождении Озек-Суат.
|
№№ п/п |
Элементы природной среды |
Мероприятия по охране окружающей среды и недр |
Мероприятия по контролю |
Периодичность |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Охрана окружающей среды |
||||
|
1 |
Атмосферный воздух |
1. Составление и утверждение "Нормативов ПДВ вредных веществ в атмосферу" 2. Инвентаризация отходов производства и получение разрешения на их размещение. 3. Организация системы контроля за содержанием вредных веществ в атмосфере. |
1.1 Выполнение графика ведомственного контроля за соблюдением нормативов ПДВ 2.1 Размещение отходов производства в пределах разрешенных лимитов. 2.2 Утилизация ртуть содержащих люминесцентных ламп. 2.3 Сдача металлолома в организации Вторчермета. 3.1 Определение содержания углеводородов, оксида углерода и диоксида азота на границе санитарно-защитной зоны пос. Озек-Суат по графику, согласованному с Буденновским ТКООС. |
Ежеквартально Постоянно По мере накопления По графику Ежегодно |
|
2 |
Вода |
1. Создание сети наблюдения за состоянием вод открытых водоемов. 2. Создание сети наблюдательных скважин вблизи полей испарения по контролю за грунтовыми водами. |
1.1 Отбор проб и физико-химический анализ воды из р. Горькая балка и Нефтекумского канала по графику, согласованному с Буденновским ТКООС. 1.2 Отбор проб воды из р.Горькая балка и Нефтекумского канала на содержание ЕРН 2.1 Замер уровней и отбор грунтовых вод на физико-химический анализ из наблюдательных скважин №№ 1, 2, 3, 4, 5, вблизи поля испарения Озек-Суат. 2.2 Отбор проб грунтовых вод из наблюдательных скважин №№ 1, 2, 3, 4, 5 вблизи поля испарения Озек-Суат. |
2 раза в год Ежегодно Ежегодно |
Продолжение таблицы 4.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
2 |
Вода |
3. Получение разрешения органов Госкомэкологии на сброс сточных вод на поля испарения. |
3.1 Контроль за балансом добычи пластовой воды и закачкой в нагнетательные скважины и сбросом на поля испарения. 3.2 Отбор проб, сбрасываемых на поля испарения Озек-Суат, и определение содержания в них ЕРН. |
Ежемесячно Ежегодно |
|
3 |
Почва |
1. Рекультивация участков разлива нефти и воды. 2. Сохранение плодородного слоя почвы и рекультивация земель в процессе строительства и ремонта скважин. 3. Составление, согласование и утверждение "Инструкции по обращению с почвами, содержащими соли ЕРН". |
1.1 Дозиметрическое обследование поверхности почвы после рекультивации. 3.1 Отбор проб грунта на месторождении Озек-Суат и на полях испарения Озек-Суат на содержание ЕРН. |
Постоянно 10-20 проб в год |
|
Охрана недр |
||||
|
1 |
Бурение и капитальный ремонт скважин |
1. Безаварийная проводка скважин 2. Качественный цементаж продуктивных пластов. 3. Замена земляных амбаров для буровых растворов на металлические. 4. Утилизация или захоронение буровых растворов с предварительной нейтрализацией. |
1.1 Контроль эксплуатационного фонда скважин на герметичность колонн и наличие перетоков. |
Постоянно |
|
2 |
Разработка месторождения |
1. Использование пластовых вод для закачки а пласт с целью ППД. 2. Повышение процента утилизации пластовых вод путем их закачки в поглощающие скважины. |
Постоянно Постоянно |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Целью данного дипломного проекта являлся уточнение геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств пласта IX нижнего мела, основного продуктивного горизонта месторождения Озек-Суат Ставропольского края.
В данной дипломной работе проанализирован большой объем промысловых, геофизических данных и результаты эксплуатационных работ.
На Озек-Суатском нефтяном месторождении самая большая по площади залежь находится в продуктивном горизонте пласта IX К1. Пласт распространен по всей его площади, выдержан по литологическому составу, и толщине. Характерной чертой строения пласта является наличие внутри него достаточно выдержанного по площади, непроницаемого прослоя, который разделяет его на два пропластка. На ряде отдельных участков площади в пределах контура нефтеносности и, практически, повсеместно в западной, северной и восточной частях законтурной зоны, непроницаемый прослой выклинивается и проницаемые пропластки сливаются в единый резервуар.
В значительном количестве скважин в кровле и подошве пласта отмечаются уплотненные, непроницаемые прослои толщиной, до 8,5м. Эти прослои, расчленяют пласт на 1-9 пропластков-коллекторов, как правило, имеют линзовидное строение, непостоянную толщину, не коррелируются друг с другом и выклиниваются на значительно небольших расстояниях. На большей части поднятия IX пласт представлен в виде двух пропластков – IX1, IX2, разделенных глинистым прослоем 2 – 3 метровой толщины. На отдельных участках этот прослой отсутствует и пласт монолитен, что обусловливает единый гидродинамический резервуар.
Значения пористости приняты по данным промыслово-геофизических исследований и осредненные для нефтенасыщенной части пласта, как средневзвешенные по суммарным толщинам.
При этом приняты во внимание следующие обстоятельства:
По классификации Ханина относится к III классу коллекторов;
Сопоставление фильтрационных параметров, определенных по индикаторным кривым и кривым восстановления давления показывает, что в большинстве случаев они отличаются незначительно;
Северная залежь IX пласта отделена от южной залежи неглубоким прогибом, установленным на этапе разведки месторождения скважиной № 63.
Водонефтяной контакт залежи северного купола наклонный: на восточном погружении он залегает на гипсометрической отметке-3151м, а на западном и северном опускается до отметки-3165м. Залежь южного купола характеризуется горизонтальным водонефтяным контактом, расположенным на абсолютной отметке -3156 м. Высота залежи северного купола 47 м, южного -21 м. По карте эффективных нефтенасыщенных толщин можно сделать вывод о разных фациальных условиях формирования продуктивного пласта по площади. Улучшенные коллекторские свойства на севере, северо-западе, которые замещаются глинистыми разностями. Установленные закономерности распространения и особенности литологического состава коллектора объясняют разные гипсометрические отметки ВНК.