Дипломная работа: Проектное решение по разработке месторождения
Журавская свита состоит из алевролитов, песков с глауконитом и прослоев глин. Толщина ее осадков 25-30 м.
Абросимовская свита сложена песками, глинами с прослоями бурых углей. Толщина свиты 30-35 м.
Четвертичная система
На размытой поверхности континентального палеогена залегают породы четвертичной системы, сложенные аллювиально-озерными, пойменными осадками и образованьями надпойменных террас.
2.2. Тектоника
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие, как установлено ранее, три структурно-тектонических этажа (СТЭ).
Нижний, палеозойско-допалеозойского возраста, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными метаморфизованными породами. Эти образования составляют складчатый фундамент и отвечают геосинклинальному этапу развития Западно-Сибирской плиты.
Промежуточный этаж пермско-триасового времени представлен породами парагеосинклинального генезиса, отличающийся меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. И верхний, мезозойско-кайнозойский комплекс, типично платформенный, сложен мощной толщей осадочных образований, сформированных в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента Западно-Сибирской плиты. Этот комплекс отложений изучен, в том числе и глубоким бурением, наиболее полно, слагающие его породы образуют собственно осадочный чехол плиты и с ним связаны основные выявленные промышленные скопления углеводородов.
На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала – структуры 1 порядка. В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20-80 Х 300 км и ограничен с запада, северо-запада - Колтогорским и Верхне-Аганским мегапрогибами, а с востока, юго-востока, Восточно-Александровским мегапрогибом и Усть-Тымской впадиной – отрицательными структурными элементами 1 порядка.
В тектоническом отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторождений одноименного нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложным геологическим строением, так как он сложен наличием ряда валообразных и куполовидных поднятий – структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской, Пермяковский, Охтеурский и др.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12х36 км до 13-22х115 км.
Структуры 2 порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.
В северной части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти. И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.
Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание. Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 20 3, . При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.
По кровле коллекторов пласта Ю1 2+3 Сикторская структура оконтуривается изогибсой – 2400 м. Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольно больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части. Оконтуриваются они изогибсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько положе западного.
По кровле пласта Ю1 1 структурный план повторяет план пласта Ю1 2 , однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.
2.3. Строение залежей нефти.
Залежь пласта ЮВ1 1 .
Залежь пласта ЮВ1 1 представлена чередованием пористо-проницаемых пород и плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18 разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемых пропластков общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.
По результатам бурения пласт Ю1 1 характеризуется относительной невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8 блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Та же картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).
Пласт Ю1 1 испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю1 1 опробован совместно с пластом Ю1 2-3 . Получен фонтанирующий приток нефти 6,8 м3 /сут. (на 3 мм штуцере).
Водо-нефтяной контакт в пределах Ю1 1 (по промыслово-геофизическим данным) не отбивается.
Во всех скважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ1 1 - водоносный и заглинизирован) песчаники пласта Ю1 1 нефтенасыщены до подошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю1 1 , до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокая отметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).
Таким образом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщение во всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов (самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказана и промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3 /сут (на 3мм штуцере).
Самая высокая отметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.
В связи с тем, что пласты Ю1 1 и Ю1 2+3 гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю1 , представляющий резервуар для единой залежи, водо-нефтяной контакт для верхнего подсчетного объекта (пласт Ю1 1 ) принят единым с нижележащим подсчетным объектом (пластом Ю1 2+3 ) на отметке-2386 м.
По внешнему контуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетному объекту Ю1 1 Хохряковского месторождения равна 41,5 км2 . Высота залежи – 47,3 м.
Залежь Пласта Ю1 2+3 .
Пласт Ю1 2+3 представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом разработки Хохряковского месторождения.
Подсчетный объект Ю1 2+3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25 разведочными скважинами на глубинах 2388-2527 м.
По результатам бурения и каротажа пласт Ю1 2+3 имеет довольно однородное строение в кровле и выдержан по мощности как по разрезу, так и по площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 до 56 м к сводовой части структуры.
В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14р, 7, 56р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9р, 61п). В межконтурной части пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности пробурено 4 скважины (3, 15, 8).