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
Геологічний розріз родовища складений крейдовим і палеогеновим флішем і моласовими утвореннями міоцену. Відклади верхньої крейди представлені стрийською світою, літологічно складеною тонкоритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів та дрібнозернистих пісковиків. Палеогенові відклади представлені ямненською світою палеоцену, манявською, вигодською та бистрицькою світами еоцену, менілітовою світою олігоцену.
Ямненська світа представлена в нижній частині яремчанськими шарами, складеними строкатокольоровими аргілітами з малопотужними проверстками пісковиків і конгломератів.
Гіпсометрично вище яремчанських шарів залягають масивні пісковики з проверстками аргілітів і алевролітів, які добре виділяються за всіма видами каротажу, є надійним репером при стратиграфічних розбивках, промислово нафтоносні і є основним об’єктом розробки родовища.
Манявська світа літологічно складена аргілітами з проверстками дрібно- і середньозернистих пісковиків, алевролітів, рідше кременистих гравелітів.
Відклади вигодської світи представлені чергуванням алевролітів, пісковиків і аргілітів.
Розріз бистрицької світи складений аргілітами з рідкими проверстками алевролітів і пісковиків.
Менілітова світа в межах родовища представлена тільки нижньою частиною – нижньоменілітовою підсвітою, літологічно складеною аргілітами з проверстками пісковиків і алевролітів.
Утворення неогенової системи представлені поляницькою та воротищенською світою міоценового відділу. Поляницькі відклади неузгоджено залягають на розмитій поверхні менілітової світи і представлені глинами, аргілітами з проверстками алевролітів і пісковиків. Воротищенська світа складена чергуванням аргілітів з проверстками пісковиків і алевролітів.
Четвертинні відклади складені алювіально-делювіальними відкладами у вигляді глин, суглинків, пісків, галечників.
У тектонічному відношенні родовище розташоване у північно-західній частині Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, яка перекрита насувом Скибової зони Карпат. Старосамбірська складка являє собою асиметричну антиклінальну складку з стрімким (50-60º) північно-східним крилом, зрізаним насувом і менш похилим (10-35о) південно-західними крилом (графічні додатки 1, 2, 3 і 4).
Перегляд фактичних геолого-промислових даних дав змогу уточнити геологічну модель родовища на основі переінтерпретації геолого-промислових матеріалів свердловин. Свердловина 71, пройшовши менілітові та еоценові відклади І ярусу структур, увійшла у менілітові відклади Блажівської складки при глибині вибою 3930 м. Свердловина 72 розкрила повний комплекс відкладів І ярусу структур, у т.ч. продуктивний горизонт ямненських відкладів. На основі цих даних між свердловинами 71 і 72 проведено тектонічне порушення екрануючого характеру відповідно до загальноприйнятих уявлень про умови залягання структур Передкарпатського прогину (графічні додатки 3 і 4).
Склепінна частина складки простежується по покрівлі вигодських відкладів у районі свердловин 75, 61, 9-Ст.С і оконтурюється ізогіпсою мінус 2650 м. Розміри складки по ізогіпсі мінус 3200 м становлять 2х4 км. Внаслідок асиметричності складки, помітна розбіжність структурних планів еоценових і палеоценових відкладів.
Склепіння складки по покрівлі ямненських відкладів відповідає абсолютній відмітці мінус 2886 м і є в районі свердловини 61. Максимальна ширина складки по ізогіпсі мінус 3233 м (ВНК) дорівнює 1,3 км, довжина – 3,4 км. Поверх нафтоносності досягає 347 м.
Обидва нафтові поклади пластові, склепінні, тектонічно екрановані.
У розрізі ямненської світи на основі промислово-геофізичних досліджень виділено 6 пластів пісковиків, розділених глинистими пропластками. Найбільш стабільними і витриманими по площі є нижні пласти 6 і 5, коефіцієнт злиття яких дорівнює 0,0674 (графічний додаток 5).
Пласт 6 залягає в нижній частині ямненської світи і розповсюджений на всій площі нафтоносності. У ряді свердловин (91, 61, 64, 67, 96) спостерігається розчленування пласта на 2 проверстки (у свердловині 86 – на чотири), розділених глинистими породами товщиною 1,5-3 м.
Товщина пласта коливається в межах 18-40 м, складаючи у середньому 29 м. Пласт 6 ізольований від пласта 5, який залягає вище, глинистим проверстком товщиною 2-10 м (у свердловині 87 до 16 м), але на окремих ділянках площі – в районі свердловини 20, 82 і 95 – спостерігається злиття його з пластом 5.
Пласт 5 розповсюджений по всій площі, за винятком району свердловини 67, де він відсутній через розмив ямненських відкладів. Товщина пласта змінюється в межах 5,5 – 27,5 м, у середньому становить 16,5 м. Коефіцієнт злиття з вищезалягаючим пластом 4 дорівнює 0,176. Порівняно з пластом 6 площа його розповсюдження дорівнює 97,5%.
Пласт 4 нерівномірно розповсюджений по площі, випадаючи із розрізу свердловин 65, 67, 74, 86, 89. Товщина пласта – від 6,5 до 27,5 м, у середньому становить 17 м. Пласт ізольований від пластів 3 і 5 глинистими проверстками товщиною 2–7,5 і 1,5–6,5 м відповідно. Коефіцієнт злиття з вищезалягаючим пластом 3 дорівнює 0,39. Порівняно з пластом 6 площа розповсюдження пласта 4 дорівнює 79,4%.
Вищезалягаючий пласт 3 нерівномірно розповсюджений по площі, випадаючи із розрізів багатьох свердловин. Товщина пласта змінюється в межах 5–21 м, у середньому дорівнює 13 м. Від пласта 2, який залягає вище за розрізом, пласт відокремлений глинистим проверстком товщиною 2,5–7 м. Площа розповсюдження пласта становить 71,3% від усієї площі. Коефіцієнт злиття з вищезалягаючим пластом дорівнює 0,275.
Пласт 2 також нерівномірно розповсюджений по площі, випадаючи із розрізів багатьох свердловин. Товщина пласта змінюється від 5 до 15 м, у середньому дорівнює 10 м. Площа розповсюдження пласта 66,2%. Від вищезалягаючого пласта 1 другий пласт ізольований перемичкою в 2–7 м. Коефіцієнт злиття з вищезалягаючим пластом становить 0,282.
Пласт І, випадаючи із розрізів багатьох свердловин, обмежено розповсюджений по площі. Товщина пласта змінюється в межах 3–22 м, у середньому рівна 12,5 м. Площа розповсюдження пласта дорівнює 60%.
Випадання верхніх продуктивних пластів на окремих ділянках площі є наслідком локального розмиву покрівельної частини ямненської світи. Загальна ефективна товщина піщанистої частини ямненської світи змінюється від 42,5 до 105 м, зменшуючись через розмиви на окремих ділянках площі до 22,5 м (таблиця А.1).
Ямненські відклади в верхній частині перекриваються 50-200 м товщею непроникних глинистих порід манявської світи, яка є покришкою для покладу. В нижній частині покладу виділяється глиниста пачка яремчанського горизонту, під якою залягають малопроникні поклади стрийської світи верхньої крейди.
Ефективна нафтонасичена товщина еоценового (вигодського) покладу змінюється від 3,6 до 23,6 м, у середньому становить 9,7 м.
Колекторські властивості піщано-алевритових різновидностей порід ямненського та еоценового покладів вивчались за керновим та промислово-геофізичним матеріалом.
Керновий матеріал ямненських відкладів, отриманий з 22 свердловин, представлений в більшості випадків породами-колекторами непромислової категорії, проникність яких менша 0,1·10-3 мкм2. Взірців керну колекторів промислової категорії налічується всього 174 визначень пористості і 122 проникності. Досліджений керновий матеріал характеризується пористістю від 7% до 11,2% при середній величині 8,9%. Проникність більшості взірців – від 1,0·10-3 до 2,0·10-3 мкм2 і тільки в деяких випадках досягає 13,5·10-3 мкм2 (додаток А.2).
В основу всіх підрахунків прийняті коефіцієнти пористості, визначені за промислово-геофізичними даними, які коливаються в межах від 0,08 до 0,137 при середній величині 0,12. Початкова нафтонасиченість вивчалась тільки за даними промислової геофізики і змінюється в межах 58%-84%, середня величина 77,0%.
Колектори вигодської світи характеризуються переважно гранулярною пористістю. Граничні кондиційні значення пористості, як і для більшості родовищ Передкарпаття, становлять 7% при проникності 0,1·10-3 мкм2. Керновий матеріал еоценових відкладів налічує 24 взірці пісковиків і алевролітів, пористість яких коливається від 0,2% до 8,7%, проникність – від менше 0,01·10-3 до 0,91·10-3 мкм2. З нафтонасиченої частини піднято 5 взірців пористістю від 1,8% до 4,3% і проникністю від 0,01·10-3 до 0,04·10-3 мкм2. Ці дані характеризують колектори непромислового значення і при підрахунку запасів не враховувались. В підрахунках прийнятий коефіцієнт пористості 10,3%, середня нафтонасиченість 66,7% (додаток А.3). Водонафтонасиченість лабораторним шляхом не визначалась.
На основі кореляційної залежності 0,116·m – 0,63 вирахована проникність пластів ямненського покладу по площі, виходячи з пористості, визначеній за промислово-геофізичними даними по кожній свердловині. Всі пласти були розбиті на три категорії: з проникністю до 4,0·10-3 мкм2; від 4,1·10-3 до 6,0·10-3 мкм2 та вище 6,1·10-3 мкм2. В цілому, в ямненському покладі максимальне розповсюдження мають пласти з проникністю від 4,1·10-3 до 6,0·10-3 мкм2 – 57% і вище 6,0·10-3 мкм2 – 42,3%. Пласти з проникністю менше 4,0·10-3 мкм2 становлять всього 0,7% і належать до ІV пласта в районі свердловин 70 і 84 (графічний додаток 6).
Якщо розглядати пласти окремо, то у VІ пласті об’єм колекторів з проникністю вище 6,1·10-3 мкм2 займає 30,72%, від 4,1·10-3 до 6,0·10-3 мкм2 – 65,43% і менше 4,0·10-3 мкм2 – 3,85%. У пластах V-І виділяються тільки дві категорії проникності – від 4,1·10-3 до 6,0·10-3 мкм2 і вище 6,1·10-3 мкм2.
При цьому об’єм V пласта з проникністю від 4,1·10-3 до 6,0·10-3 мкм2 займає 68%, пласта ІV – 45,5%, пласта ІІІ – 54,5%, пласта ІІ – 62,8%, по пласту І –16,5%. Решта об’єму займають пласти з проникністю вище 6,1·10-3 мкм2.
Відбір глибинних проб нафти Старосамбірського родовища проводився пробовідбірниками проточного і всмоктувального типів. Дослідження пластових нафт проводились у лабораторіях ЦНДЛ та УкрДГРІ.
Пластова нафта ямненського покладу родовища вивчена із 5 свердловин, еоценового покладу – по глибинній пробі, відібраній із свердловини 9-Старосамбірська. Результати експериментальних досліджень глибинних проб нафти подані у додатку А.4.
Так, тиски насичення пластової нафти для ямненського та еоценового покладів визначені на рівні 14,7 та 13,1 МПа відповідно, газовміст – 143,3 (ямненський поклад) та 138,1 м3/т (еоценовий поклад). Залежності параметрів пластової нафти від тиску насичення наведені на рисунку 2.1, від температури – на рисунку 2.2.
Початкові властивості і склад сепарованої нафти ямненського покладу вивчались за пробами з 28 свердловин, еоценового покладу – за пробами, відібраними у свердловинах 14-В.Бл. і 9-Ст.Самбір (додатки А.5, А.6).
Лабораторією промислових досліджень ЦНДЛ [9] виконані дослідження властивостей та складу нафт, відібраних із свердловин, пробурених на різних частинах структури (додатки А.7-А.9).
Середні значення показників фізико-хімічних властивостей нафт ямненського покладу склепінної і присклепінної частин в порівнянні з 1979 роком зросли за такими найменуваннями: густина, масова частка сірки, масова частка механічних домішок, коефіцієнт світлопоглинання, масова частка силікагелевих смол, масова частка асфальтенів.
Аналіз фізико-хімічних показників та комплексного складу нафт в порівнянні із попередніми (1979 р.) та поточними даними показав, що в процесі розробки родовища в приконтурній зоні однозначно має місце обважнення нафти за всіма показниками.
Характеристика пластових вод родовища наведена у додатку А.10. Пластові води ямненських відкладів відносяться до хлорнатрієвого типу з мінералізацією 153,72 г/дм3, рН=6,5.
Пластові води еоценових відкладів у межах родовища не вивчені. Приплив їх одержано у свердловині 49-Блажів, яка пробурена у Воля-Блажівському блоці. За хімічним складом води подібні до вод палеоценових відкладів, які відносяться до хлоркальцієвого типу з мінералізацією 156,77 г/дм3 при майже повній відсутності сульфатів. Гідрогеологічні показники свідчать про відсутність зони водообміну і значний рівень гідрогеологічної ізольованості басейну.
Законтурна частина нафтового покладу, як і більшість родовищ Прикарпаття, характеризується відсутністю активного напору контурних вод. Тому вже в початковій стадії розробки при невеликому відборі флюїду із покладу (нафтовилучення 5,4%) пластовий тиск понизився на 17 МПа (від 46,8 до 29,8 МПа на 01.01.1979 р.). Це негативно вплинуло на процес розробки родовища, призвело до припинення фонтанування багатьох свердловин і зниження рівнів видобутку нафти. Проте з причин відносно високих вибійних тисків (від 15,0 до 19,6 МПа) і невисокого тиску насичення (14,7 МПа), режим розчиненого газу, характерний для родовищ Прикарпаття, в ямненському покладі не проявився. Основним режимом розробки покладу тут був пружний режим, що характеризується невеликим запасом пластової енергії.
У порівнянні з нафтовою частиною, законтурна область характеризується погіршеними колекторськими властивостями. Якщо у склепінній частині покладу, за результатами досліджень свердловини при усталених режимах фільтрації, гідропровідність пласта змінюється в межах , то на ВНК вона зменшується до 4.
В 1975 р. трестом "Львівнафтогазрозвідка" Мінгео УРСР підраховані початкові запаси нафти і розчиненого газу Старосамбірського родовища і затверджені ДКЗ в об’ємі 19740/6514 тис.т за категорією С1. Пробурені після підрахунку запасів свердловини 71, 75, 77 значно змінили уявлення про геологічну будову родовища, що призвело до скорочення площі нафтоносності і зменшення балансових запасів нафти. Тому у 1984 р. був виконаний і затверджений ДКЗ перерахунок запасів нафти і газу [10]. В результаті нових даних площа нафтоносності ямненського покладу зменшилась з 4,693 до 2,93 км2, пористість – від 13,4% до 12%, ефективна нафтонасичена товщина – від 62,7 до 60,2 м. Перераховані початкові запаси нафти затверджені ДКЗ у розмірі 10729/3540 тис.т категорії В. У 1986 р. затверджені запаси переведені до категорії А. Що стосується запасів еоценового покладу, то вони були списані у 1983 р. як такі, що не підтвердилися (при випробуванні вигодських відкладів під час буріння свердловин на палеоценовий поклад промислових припливів нафти не отримано). У 1990 р. Бориславським УБР виконано приріст запасів нафти категорії С1 по еоценовому покладу родовища, результати якого внесені у Держбаланс 1991 р. Приріст запасів базувався на результатах випробування і дослідної експлуатації свердловин 9 і 76-Старий Самбір.
Таблиця 2.1 – Зведена таблиця під рахункових параметрів, запасів нафти та розчиненого газу
|
Пласт |
Категорія |
Площа нафто-носно-сті, 103м2 |
Середня нафтонасичена ефективна товщина, м |
Відк-рита пори-стість, % |
Нафто-наси-чення, % |
Об’єм-ний коефі-цієнт нафти |
Гус-тина наф-ти, кг/м3 |
Початкові загальні запаси нафти, 103т |
Затверджений коефіцієнт нафтовилучення |
Початкові видобувні запаси нафти, 103т |
Газо вміст пластової нафти, м3/т |
Початкові запаси газу, розчиненого в нафті, 106м3 |
|
|
загальні |
видобувні |
||||||||||||
|
Ямненський |
А |
2930 |
60,2 |
12,0 |
77,0 |
1,30 |
846,3 |
10729 |
0,33 |
3540 |
143,3 |
1505,0 |
496,7 |
|
Еоценовий |
С1 |
3345 |
9,7 |
10,3 |
66,7 |
1,30 |
850,0 |
1497 |
0,12 |
179 |
138,1 |
206,7 |
24,7 |
|
Всього по родовищу |
12226 |
3719 |
1711,7 |
521,4 |