Дипломная работа: Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

Связывается это с развитием Волго-Сокской палеовпадины.

Увеличенные мощности отложений тиманского горизонта в северо-западном направлении усиливают погружение крыла складки в этом же направлении. Поэтому по пашийским продуктивным отложениям Южно-Орловское поднятие приобретает вид брахиантиклинали почти с симметричными крыльями.

В результате рассмотренных выше структурных карт можно сделать вывод, что наблюдается несовпадение структурных планов по различным горизонтам: ось складки перемещается; сводовая часть также перемещается по кровле бобриковского горизонта в северо-восточном направлении; в бобриковском горизонте и башкирском ярусе выделяется структурный нос, а по кровле швагеринового горизонта выделяются два локальных поднятия. В целом вверх по разрезу структура выполаживается.

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 годах, по отражающему горизонту «Др», Южно-Орловское поднятие картируется в виде крупной антиклинальной складки, вытянутой в направлении с юга - запада на северо-восток и осложненное двумя куполами: северо-восточным и юго-западным. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 2370 м равны 10,3×1,9 км, амплитуда около 60-80м.Размеры северо-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 3,25х1,15км, амплитуда около 30м. Размеры юго-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 2,8х0,9км, амплитуда около 50м.

Юго-западный купол, который не охарактеризован данными глубокого бурения, по отложениям терригенного девона находится гипсометрически выше, чем северо-восточный, чем северо-восточный, на котором пробурен ряд глубоких скважин, давших нефть из отложений пашийского горизонта (пласты ДI^I , ДI, и ДII). Толщина терригенных отложений девона по данным сейсмики ~ 300 м

4. Нефтеносность

Южно-Орловское месторождение находится на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в составе Средневолжской нефтегазоносной области.

Залежи нефти и газа промышленного значения на территории Самарской области приурочены к отложениям трех систем: девонской, каменноугольной и пермской; в отложениях мезозойской системы имеются лишь включения битумов и пласты горючих сланцев. На Южно - Орловском месторождении промышленные притоки нефти были получены из пластов ДII, ДI и ДI^I девонской системы (пашийского горизонта), которые в настоящее время находятся в разработке (приложение №10).

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов.

Залежь нефти пласта ДII.

Пласт ДII залегает на средней глубине 2500 м в нижней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДI глинистой пачкой толщиной 3 – 8 м (приложение №11).

Нефтенасыщение песчаников по керну отмечено в скважинах 13 и 25. Общая толщина пласта ДII изменяется от 33м (скважина 12) до 7,6м (скважина 24). Представлен пласт, в основном, тремя прослоями тонкозернистых, кварцевых песчаников, переслаивающихся с прослоями глин и алевролитов. Толщина песчаных прослоев по данным ГИС изменяется от 0,8м (скважины 21, 23) до 24,8м (скважина 22), толщина разделяющих их глинистых прослоев изменяется от 8,6м (скважина 23) до 0,4м (скважины 25, 20).

Нефтенасыщенность пласта ДII по материалам ГИС отмечается в скважинах 10, 13, 14, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. ВНК отбивается на абсолютных отметках минус 2362,9 м (скважина 13); минус 2364,6м (скважина 25). Нефтенасыщение по данным ГИС отмечается до абсолютной отметке минус 2362,5м (скважина 21), в скважине 22 раздел нефть–вода находится в интервале абсолютных отметок минус 2361,6– минус 2363,2 м, а в скважине 23 минус 2362,8– минус 2363,4 м. Промышленные притоки нефти были получены в скважинах: 10, 14, 21, 22 и 25 при опробовании интервалов минус 2343,7- минус 2348,7 м; 2351,6-2356,6 м; 2351,7-2356,7 м; 2336,4-2354,4 м; 2351-2357 м, соответственно. Дебиты нефти составили от 20,2 т/сут. до 63 т/сут. на 6 мм штуцерах.

Учитывая результаты опробования скважины 13 и приведенные данные ГИС по скважинам 13, 25, 21, 22 и 23, ВНК по залежи северо-восточного купола был принят на абсолютной отметке минус 2363м.

По юго-западному куполу граница залежи принята также на абсолютной отметке минус 2363м.

Рассматриваемые залежи по типу относятся к пластовым, с незначительными по площади нефтяными зонами. Размеры залежи северо-восточного купола 3,3×1,3 км, юго-западного – 1,4×0,55 км, высота 26,2 м и 20,0 м, соответственно.

Коэффициент песчанистости равен 0,74, расчленённости-2,6.

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 8 глубинных и 8 поверхностных проб из скважин №10,14, 21,22.

По результатам исследований этих проб и расчётов, приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти – 844,0 кг/м³ , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (60⁰ С) – 6,21 МПа, газосодержание – 30,5 м³ /т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,14 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 892,0 кг/м³ , газовый фактор – 26,23м³ /т, объёмный коэффициент – 1,088.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,65%, азота – 13,09%, гелия – 0,066%, метана – 50,83%, этана – 13,86%, пропана – 14,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 21,51%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,942, а теплотворная способность – 46798 кДж/м³ .

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36%), смолистая (11,25%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰ С – 41,0%.

Пласт ДII эксплуатируется скважинами 10, 21, 22, 25.

Залежь нефти пласта ДI.

Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДI^I глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 – 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).

По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.

Пласт ДI опробован в добывающей скважине 24, где из интервала перфорации 2494-2501м (абс. отм. минус 2346,5- минус 2353,5 м) был получен фонтанный приток нефти. В скважинах 14, 20 и 23 пласт опробован и эксплуатируется совместно с пластом ДI^I .

Наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС в скважине 13 на абс. отм. минус 2354,9м. Наиболее высокое положение водонасыщенной части пласта на абс. отметке минус 2365,9м (скважина 12).

Водонефтяной раздел принят единым с пластами ДI^I и ДII на отметке минус 2363м.

Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25×1,5 км, высота -35,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.

В виду того, что пласты ДI^I и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 834,0 кг/м³ , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (60⁰ С) – 6,15 МПа, газосодержание – 31,1 м³ /т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,19 мПа·с.