Реферат: Геологическое строение Сосновского месторождения
Надсолевая толща сложена отложениями полеозойской (девонская D3 2 pl2 , каменноугольная С, пермская Р системы), мезозойской и кайнозойской эратем.
Литологически толща представлена терригенными и карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов, известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, писчим мелом, ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями).
Толщена надсолевых отложений достигает 1000 м.
1.3 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
Сосновское месторождение расположено в центральной, наиболее погруженной части Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий между Осташковичским месторождением на востоке и Давыдовским на западе.
По поверхности подсолевых отложений Сосновская структура представляет собой моноклиналь, полого погружающуюся на северо-восток. Угол падения пород 5-60 .
Структура разбита на четыре изолированных блока малоамплитудными (25-50 м.) субмеридиональными нарушениями, не имеющими продолжение в межсолевом комплексе, кроме восточного нарушения, отделяющего Сосновскую структуру от Осташковичской. Его амплитуда более 100 м.
С юга и юго-запада подсолевой комплекс ограничен одним из разломов из системы разноамплитудных разрывных нарушений Речицкого регионального разлома.
По поверхности межсолевых отложений Сосновская структура представляет собой в пределах изогипсы- 2620м. брахиантиклиналь, осложненную биогермными постройками в районе скв. 39,66, 5, на юге -зоной отсутствия межсолевых отложений, на востоке - высокоамплитудным нарушением типа "сброс", о котором говорилось выше.
1.4 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Промышленная нефтеносность Сосновского месторождения связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов.
Елецко-задонская залежь
Межслоевая залежь вскрыта и опробована 15-ю скважинами. Коллекторами нефти елецко-задонской залежи являются доломиты и известняки. В зависимости от условий формирования вмещающих пород тип коллектора в пределах залежи изменяется. Залежь классифицируется как массивная, ограниченная в плане условным контуром нефтеностности, с юга-зоны отсутствия межслоевых отложений, с юго-востока - тектоническим нарушением.
Размеры залежи 0,9-4,0 км. х 2,6 км х 64 м. Эффективные нефтенасыщенные толщи по скважинам, выделенные по ГИС, изменяются от 1,6м (скв. 65) до 33,6 м ( скв.39), пористость - от 4,8 % (скв.67) до 10,8 % (скв.5), нефтенасыщенность - от 57,3% (скв. 8) до 78,8% (скв.5).
Режим работы залежи упруго-замкнутый. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления.
ВНК принят на абс. отметке - 2631 м, которая соответствует нижним дырам самого глубокого интервала перфорации, давшего приток безводной нефти в скв. 1-Пожихарской.
По подсолевому комплексу месторождение разбито тектоническими нарушениями на четыре изолированных блока, три из которых представляют собой отдельные объекты подсчета. Продуктивными являются западный, центральный и восточные блоки. В каждом блоке разведаны воронежская, семилукская и саргаевская залежи.
Воронежские залежи
Продуктивный воронежский горизонт вскрыт на западном блоке скв.13, на центральном - скв.35, на восточном - скважинами 32, 62, 63, 64. Притоки нефти в колонне получены в скв.13 (32,5 м3 /сут.), скв.35 ( 160 м3 /сут.). В скв. 32 получен приток нефти в открытом стволе (69,6 м3 /сут.). В свк..64 при испытании пластоиспытателя получен приток нефти с буровым раствором. Коллекторами нефти воронежских залежей являются доломиты в различной степени известковистые, перекристаллизованные, трещиноватые.
Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежи пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока; с севера - контуром нефтеносности. Размеры залежей: западный блок - ширина 0,75 км, длина-2км, высота - 85м; центральный блок 4км х 0 , 75км х 125м. Режимы работы залежей: на западном блоке - режим растворенного газа (что обусловлено ограниченностью блока тектоническими нарушениями со всех сторон); на центральном и на восточном - упругий водонапорный. Нефтенасыщенные толщи, выделенные по ГИС, изменяются от 1,1 м (скв.62) до 15,8 м. (скв.13). Пористость выделенных пластов - коллекторов изменяется от 4,8% до 6,7%, нефтенасыщенность от 68,5% до 78%.
Семилукские залежи
Семилукские продуктивные отложения испытаны в скважинах 13, 32, 33, 62, 63; в эксплуатационной колонне дебиты изменяются от 0,6м3 /cут. (скв.33) до 174 м3 /cут. (скв.32).
Вмещающими породами являются доломиты перекристаллизованные, кальцитизированные, сульфатизированные и относятся к каверново-порово-трещинному типу коллектора.
Залежи нефти продуктивных западного и восточного блоков пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока, с севера - контуром нефтеносности.
Размеры залежей: западный блок - ширина 0,38 км, длина 2,1км, высота 40м; восточный блок - 4 км х 0,5 км х 80 м.
Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 19,7 м (скв. 62) до 3,2 м.(скв.33), пористость пластов-коллекторов - от 3,9% до 7,8%, нефтенасыщенность - от 76,4% - 90,3%.
Режим работы залежи восточного блока упруговодонапорный.
Саргаевские залежи