Геологопромысловая характеристика месторождения. Общие сведения о месторождении
 Скачать 313.57 Kb.
|
|
Глава 1. Геолого-промысловая характеристика месторождения.
Мегионское месторождение расположено на территории РФ, в центральной части Западно-Сибирской низменности в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа-Югра (в долине р. Оби, возле пос. Баграс). С чего всё началось. Мегионское месторождение с геологической точки зрения представляет собой асимметричную складку почти меридионального простирания. Оно приурочено к Мегионскому локальному поднятию в южной части Мегионского вала Нижневартовского свода. Простирание северо-западное. Размеры 23×10 км, амплитуда по кровле верхнеюрских отложений равна 80 м. В сводовой части выявлены и детально разведаны Мегионская и Нижневартовская структуры. На западном склоне вала выявлено и оконтурено Ореховское поднятие. Мегионская нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом — 0,85…0,86 г/см3, средним содержанием серы — 0,84…0,89 %, большим содержанием светлых фракций. Содержание парафина составляет 2,01…2,19 % при температуре плавления 5ГС. Выход легких фракций при перегонке нефти 40…55 %. Компания разрабатывающая месторождение. В данный момент Мегион является местом базирования открытого акционерного общества Славнефть-Мегионнефнегаз, одного из лучших нефтедобывающих предприятий Западной Сибири. В нём трудятся более полутора десятка тысяч жителей города. История предприятия ведет отсчет с 1964 года, когда для освоения новых месторождений Среднего Приобья было учреждено первое в Нижневартовском районе нефтепромысловое управление Мегионнефть. На базе производственных мощностей, созданных трудовым коллективом ОАО Славнефть-Мегионнефнегаз, в 1990-е годы были образованы такие предприятия как Нижневартовскнефтегаз, Лангепаснефтегаз, Варьеганнефтегаз. Перспективы и прогнозы добычи нефти в регионе ощутимый эффект, выражающийся в значительном приросте извлекаемых запасов. Наибольший интерес представляют технологии, использующие энергию самого пласта. Но внедрение этих технологий в жизнь сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. В нефтедобыче используются нормативные документы прошлого века, а на сегодняшний момент необходимо внедрение новых технологий проектирования разработки месторождений. Необходимо внести изменения в налоговое законодательство, нужны налоговые льготы, хотя бы частично покрывающие дополнительные затраты компаний и стимулирующие их к внедрению современных инновационных технологий. Несмотря на некоторое снижение годовой добычи нефти на месторождениях округа, добычной потенциал ХМАО-Югры еще довольно высок. Его составными частями являются: текущие запасы нефти; прирост запасов в диапазоне 1–3 млрд тонн в зависимости от объемов поисково-разведочного бурения; прирост запасов в результате применения современных технологий в количестве 4,1 млрд тонн. Реализация этого потенциала должна производиться разбуриванием текущих запасов, вводом в разработку новых месторождений и бездействующих скважин, бурением боковых стволов и горизонтальных скважин и других технологий интенсификации притока.
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости. Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты. Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка. Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре. Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. - Стратиграфия. В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования. В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов. В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров “лысых” по ааленским отложениям участков в южном направлении. Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками. В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху. Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона. В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского,кимериджского и волжского ярусов. В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты. В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов. Песчаных пластов в верхне -оксфордских породах нет. В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту. В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа. В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты. В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы. Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной. Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности. На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников. В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми. К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация. В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различаю-щихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.
Залежи нефти и газа на Мегионском месторождении своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов. Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу. Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют. Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза. Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают под счётные параметры продуктивных горизонтов. К берриас-валанжинским отложениям мегионской свиты приурочены многочисленные промышленные нефтяные и газоконденсатные залежи во всех нефтегазоносных районах Западной Сибири. Продуктивные пласты отличаются резко неоднородным строением, которое в значительной мере контролируется генезисом отложений. Алеврито-песчаные и глинистые породы были сформированы либо в зонах морского бассейна с активной гидродинамической средой (шельф, прибрежная полоса, приливно-отливная зона), либо на аккумулятивной аллювиально-дельтовой равнине. При этом главным регулятором осадконакопления были сама среда и неустойчивый процесс седиментации на фоне общего постепенного погружения бассейна. На основании полученных данных были построены палеогеологические и литологические профильные разрезы - “профили выравнивания” ( рис. 1 ). Литолого-фациальные профили в совокупности с картами мощностей по пластам представляют собой один из наиболее надежных методов изучения морфологии песчаных и глинистых тел и их взаимоотношении в пространстве  Рис. 1. Палеогеологический профильный разрез продуктивного пласта БВ8 Мегионского месторождения. а - хорошо проницаемые пески и песчанки; б - проницаемые алевритопесчаные породы; в - слабопроницаемые глинисто-алевритовые породы; г - непроницаемые глинистые породы; д - поверхности внутри формационных размывов; е - объем песчаного тела, для которого построена карта мощностей.
Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Мкгионском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи. По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%. В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков. В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%. Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом. Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%) Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный. Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор. Нефть – природная смесь (жидкое полезное ископаемое), состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которая в пластовых и стандартных условиях (0,1013 МПа при 200 С) находится в жидкой фазе. (Битум и сланцы). Плотность нефти определяется её массой в единице объема (кг/м3 или г/см3).Классификация нефти по плотности: 780-850кг/м3 – легкая нефть, 851-899 кг/м3 –нефти средней плотности, 900-1000 кг/м3 – тяжелые нефти, более 1000 - битумы. Вязкость или внутреннее трение – свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Газ – природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразном виде. Различают: 1. свободный газ газовой залежи, который состоит из метана (95-99 %) 2. газ газоконденсатной залежи, газ газовой шапки, (метан – 70-90 %) 3. растворенный (нефтяной) газ, (метан – 30-70 %) (см.табл.3.1, 3.2). Вода — бинарное неорганическое соединение, химическая формула Н₂O плотность: 999,97 кг/м³.В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи. Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся другие вещества: углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную). |