Документ Microsoft Word. Геология Яунлорского месторождения
 Скачать 0.61 Mb.
|
|
Микроэлементный состав подземных вод. Для всего Западно-Сибирского бассейна наблюдается нормальная вертикальная и горизонтальная зональность, выражающаяся в увеличении содержания редких элементов вниз по разрезу и от краевой зоны к центральной части бассейна. Содержание брома в попутных водах изменяется в пределах 51,17 - 60,12 мг/л, составляя в среднем 55,65 мг/л, что почти в 4 раза ниже принятых кондиционных значений. Концентрация йода в среднем близка к 12,98 мг/л, что выше кондиционных значений, принятых для этого элемента, а вариации его содержаний изменяются 11,82 до 14,14 мг/л. Содержание бора в попутных водах сравнительно низкое - 18,20 - 18,48 мг/л, при среднем значении 18,34 мг/л, что в 14 раз ниже кондиционных значений. Природные минеральные свойства вод. К природным минеральным водам относятся: а) имеющие лечебное значение; б) использующиеся в химической промышленности для извлечения заключенных в них компонентов (промышленные воды); в) термальные, имеющие лечебное и энергетическое значение. В рассматриваемом районе Западно-Сибирского артезианского бассейна в подземных водах широко распространены такие бальнеологически-активные компоненты, как йод и бром. Концентрация их выше принятых кондиционных значений (йода - 5 мг/л, брома - 25 мг/л). Воды по классификации йодо-бромные, лечебные. В Западной Сибири расположен самый крупный бассейн термальных вод, но для промышленного использования они не доступны из-за больших глубин залегания и невысоких дебитов. Воды обладают сильным коррозирующим действием, высокой минерализацией и газосодержанием, что требует специальной подготовки вод. В нефтегазоносных районах экономически более выгодно бурить глубокие скважины для добычи нефти и газа, а не для термальной воды. Геокриологические условия месторождения. Многолетнемёрзлыми породами занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. Большая часть нефтяных и практически все газовые месторождения Тюменской области расположены в зоне залегания многолетнемёрзлых пород (ММП). Большое число разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в Широтном Приобье, позволило выявить закономерности распространения многолетнемёрзлых пород. Мёрзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. С поверхности мёрзлые породы практически не встречаются, однако здесь часто формируются перелетки, на отдельных интенсивно выхолаживаемых заторфованных участках. В рассматриваемом районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период до климатического оптимума, их следы встречаются до 55-56° северной широты. Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мёрзлыми, слабослюдистыми и обладают массивной криогенной структурой. Вышележащие по разрезу прослои, и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию тёплых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты. Температура в разрезе слоя остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому, изменяется от - 0,1°С до +0,2°С. Состояние разработки месторождения. Пласты группы АС Яунлорского месторождения разрабатываются более 20 лет, тем не менее, залегающие под ними отложения до настоящего времени остаются недоизученными. На Пильтанской структуре Яунлорского месторождения запасы категории С2 пластов БС18, 19,20 оценены на двух участках: на северо-западе (район скважины 75р) - по пластам Б19, БС20 и на юго-востоке (район скважины 133р) - по BC18, BC19, БС20. Запасы категории С2 по пласту БС18 определены также в районе скважины 18р (юго-восточное крыло Северо-Минчимкинской структуры). По пласту БС10° запасы категории С2 числятся в районах скважины 17р и в районе скважины 267. По пласту БС10 запасы категории С2 выделены в районе скважин 18р, 267 и 298. Все недоразведанные территории, за исключением залежей в пластах ачимовской толщи, расположенных к югу от скважины 133р, залегают под разбуренной территорией, поэтому основные задачи доразведки можно решить эксплуатационным фондом скважин. Только в районе разведочной скважины 133 на запасы категории С2 пластов BC18, BC19, БС20 целесообразно заложение разведочной скважины 1 с одновременным вскрытием перспективного на этой территории пласта ЮС21. Глубина скважины 2900 м. На северо-западном участке Пильтанской структуры запасы категории С2 в пластах BC19,20 могут быть переведены в промышленные эксплуатационным бурением за счет продления рядов скважин в сторону части залежи с предварительно оцененными запасами. На участке категории С2 в районе разведочной скважины 18 с целью перевода запасов категории С2 в категорию C1 пластов БС10 и BC18 можно углубить одну из скважин 269, 43 с пласта АС7-8 до глубины 2550 м. Юго-западнее скважины 18 на участке категории С2 пластов БС10, БС100 на эти пласты может быть углублена до 2400 м одна из эксплуатационных скважин 266, 267, 268. На западном крыле Северо-Минчимкинской структуры на участке категории С2 пласта БС100 для перевода запасов категории С2 данного пласта в категорию C1 рекомендуется к испытанию скважина 17р. Если это по техническим причинам невозможно, то следует углубить на пласт БС10° одну из скважин - 156, 1340, 1346. В южной половине участка по скважине 4405п оценены запасы категории C1 по пласту ЮС21. Восточнее этой скважины, у границы участка в скважине 40р Южно-Тальянской площади получен небольшой приток нефти, а севернее - в скважине 562 - нефть с водой. Разведочные скважины 56, 51, 52, 919, 920, 906, 901, 905, 418 горизонт ЮС21 не вскрыли. Для доразведки этой территории следует южнее скважины 4405п использовать одну из эксплуатационных скважин: 457, 453, 459, 469, 468; северо-западнее 4405п углубить одну из скважин до отметок - 2800 - 2840 м: 409, 410 или 419; северо-восточнее - одну эксплуатационную скважину из указанных - 425, 416,1321 или 434. Номера эксплуатационных скважин указываются как место, где должны были бы буриться разведочные скважины. Конкретно скважина для углубления будет определена исходя из организационно-технических соображений при эксплуатации. Таким образом, для доразведки территории Яунлорского лицензионного участка предполагается пробурить одну разведочную скважину, углубить три эксплуатационных скважины и испытать скважину 17р. Рисунок 7. Схема расположения скважин Яунлорского месторождения.  |