геология. геология яракта. Введение Физикогеографический очерк
 Скачать 1.66 Mb.
|
1 2 Нефтегазоносность Ярактинского месторожденияЯрактинское месторождение было открыто в июне 1969 г., когда при испытании скв. 5СМ из базальных терригенных отложений непской свиты, был получен приток безводной нефти дебитом 1,5 м3/сут при динамическом уровне 2019 м. В первом подсчете запасов в качестве подсчетных объектов было обосновано выделение I и II пластов ярактинского горизонта, разделенных пачкой аргиллитов, уверенно прослеживающейся по всему месторождению. В процессе подготовки представляемого отчета, в результате переобработки данных ГИС и получения новых данных о структурных особенностях месторождения, проведено уточнение границ продуктивных пластов, но разделение резервуара на два продуктивных пласта сохранилось. Более того, бурение куста эксплуатационных скважин не повлияло на уже сложившееся представление о резервуаре Ярактинского месторождения как о едином объекте с едиными ВНК и ГНК (табл.5.2). Исключение составили самостоятельные тектонические блоки в западной (скв.26) центральной (скв. 8) и восточной части площади (скв.70). На Ярактинском месторождении в I продуктивном пласте ярактинского горизонта открыты две нефтегазоконденсатных и одна нефтяная залежь. Основная нефтегазоконденсатная залежь занимает центральную часть ЛУ, и содержит основные запасы. Небольшая газоконденсатная залежь открыта в юго-западной части участка в районе скважины 26 и самостоятельная нефтегазоконденсатная залежь открыта в восточной части ЛУ в районе скв. 70 и 42. Залежь нефти оконтурена в районе скв. 8-52-53. Во II продуктивном пласте выявлены: одна нефтегазоконденсатная (основная), и две нефтяные, вскрытые скважинами 26 и 8. Перспективы нефтегазоносности Ярактинской площадиПри разведке Ярактинского месторождения кроме базальных терригенных отложений, основным нефтегазоносносным объектом являлся осинский горизонт усольской свиты. В процессе поисково-разведочных работ осинский горизонт в большинстве скважин проходился с отбором керна, а в тех случаях, когда при всрытии его отмечались нефтегазопроявления в виде повышенных газопоказаний и пленок нефти, то производились его опробования с помощью ИП. При вскрытии осинского горизонта в скв. 9, 11, 14, 18, 19, 35 отмечалось разгазирование бурового раствора и наличие в нем пленок нефти. При опробовании горизонта в этих скважинах ИП были получены незначительные притоки нефти от 0,02 до 0,1 м3. По скв. 8, 13, 23, 24, 29, 27 наряду с разгазированием были отмечены выпоты и примазки нефти в керне. В остальных скважинах при вскрытии осинского горизонта отмечались повышенные газопоказания, но при опробовании ИП он практически везде оказался «сухим». Приведенные данные свидетельствуют о высокой перспективности осинского горизонта на Ярактинской площади, но для убедительности подобного заключения следовало бы работы по интенсификации притоков нефти из осинского горизонта хотя бы в одной из скважин с установленными прямыми нефтегазопроявлениями. Более высокие перспективы нефтегазоносности осинского горизонта намечаются в присводовой части Непского палеосвода, где наблюдается улучшение его коллекторских свойств, а на Даниловской площади из него получены значительные притоки нефти. В процессе разведки Ярактинского месторождения по целому ряду скважин отмечались значительные поглощения раствора при прохождении траппов, широко развитых на площади в низах усольской свиты ( скв. 9, 10, 11, 22, 25, 28, 29, 30, 41, 42, 52). Этот факт свидетельствует о наличии в траппах коллекторов трещинного типа, но, ни в одной из пробуренных скважин они не были испытаны и характер их насыщения остался невыясненным. Помимо траппов практически во всех пробуренных скважинах были зафиксированы интенсивные поглощения раствора при прохождении келорского горизонта, но он тоже нигде не испытывался и характер его насыщения на площади остается невыясненным. Несмотря на то, что степень изученности поглощающих горизонтов оказалась крайне низкой, большого интереса с позиций нефтегазоносности они, видимо, не представляют. На основании имеющихся материалов по нефтегазоносности Ярактинско-Аянской зоны можно сделать вывод, что основные перспективы территории связаны с песчаниками ярактинского и тирского горизонтов, с которыми могут быть связаны литологические и тектонически - экранированные ловушки условия для образования которых имеются практически на всей территории Приленского района. Помимо Марковской полосообразной песчаниковой зоны, выявлено и несколько других перспективных зон с благоприятными литофациальными условиями, в частности, юго-восточный склон Преображенского поднятия и район, примыкающий к Байкало-Патомскому обрамлению платформы в бассейне р. Киренги. Все выявленные и наметившиеся перспективные зоны представляют практический интерес в нефтегазоносном отношении и заслуживают дальнейшего планомерного изучения. Запасы нефти Анализ полученных в процессе разведки Ярактинского месторождения геолого-геофизических материалов позволил в базальных терригенных отложениях ярактинской пачки выделить два продуктивных пласта и по каждому из них произвести подсчет запасов газа, конденсата, нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов. Полученные геолого-геофизические материалы по Ярактинскому месторождению свидетельствуют, что степень изученности нефтяной части пласта не одинаковая. Пробуренные в контуре нефтеносности скважины значительно отличаются по продуктивности, из-за сильной изменчивости коллекторских свойств песчаников пласта. Запасы нефти в нефтяной оторочке I пласта на участке в районе скважин №№ 5, 9, 10, 52 при подсчете были отнесены к категории С2 в связи с получением в данных скважинах непромышленного притока (1,5-6,5м3/сут). При утверждении запасов в ГКЗ были приняты только запасы категории С1, которые составляют, согласно протоколу ГКЗ №8172 от 21.11.1978г.: балансовые – 33697тыс.т, извлекаемые – 8547тыс.т., запасы категории С2 не были утверждены и не поставлены на баланс. Степень изученности газоконденсатной залежи по I пласту достаточно высокая. Практически все пробуренные в контуре скважины являются высокодебитными с хорошими гидродинамическими характеристиками, поэтому вся площадь газоконденсатной части залежи I пласта отнесена к категории С1. Залежь нефти II пласта Ярактинского месторождения по типу является структурно-литологической. К категории С1 отнесены запасы на участке пласта с высокопродуктивными скважинами, при испытании которых были получены притоки нефти дебитом 71,4м3/сут (скв.51) и 107,3м3/сут в скв.№16 (совместно 1 и 2 пласт). Часть запасов залежи в районе скважины №9 отнесена к категории С2, которые также не учитывались при утверждении в ГКЗ. Запасы нефти по пласту II составили: по категории С1 – балансовые – 9799тыс.т, извлекаемые – 2924тыс.т. Газоконденсатная залежь II пласта выделена в районе скважин 14, 18 и 22. По типу является литологической. В целом по месторождению балансовые запасы по категории С1 составляют 43496тыс. т, извлекаемые запасы по категории С1 – 11471тыс.т. Заключение Исходя, из всего выше сказанного можно сделать следующие выводы. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение одним из первых в Иркутской области введено в промышленную разработку. Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме песчано-глинистой толщи до поверхности фундамента были выделены под названием в Ярактинская пачка. Особенности геологического строения Ярактинского месторожденияобъясняются условиями формирования нижней части осадочного разреза. В тектоническом отношении территория месторождения представляет моноклинальное окончание Непско- Ботуобинской антиклизы. Песчаные пласты распространены локально, резко фациально замещаются. Коллекторские свойства песчаных пластов весьма неоднородны и существенно изменены вторичными процессами (засолонение, уплотнение и др.). Пласты- коллекторы обладая изменчивыми свойствами по простиранию пласта нередко фациально замещаются и становятся неколлекторами. Эти и другие литологические факторы являются основными при формировании залежей нефти и нефтегазоносности перспективных пластов. Ярактинская пачка рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами, состоящая из двух пластов I и II, разделенных выдержанной по толщине аргиллитовой перемычкой, которая полностью обеспечивается и может рассматриваться в качестве надежного экрана нижнего пласта. Залежь литологического типа, ограниченная с запада, севера и востока литологическим экраном. Ярактинское месторождение характеризуется сложным, невыдержанным по площади и разрезу строением продуктивных пород. При прохождении первой производственной практики в ООО « Геоконтроль-Восток» я успешно закрепил теоретические знания, полученные в классическом университете, практическим применением на производстве. Список графических приложений
Список использованной литературы 1. Пояснительная записка к выполненному комплексу работ ГТИ и ГК на скважине № 143. ООО «Геоконтроль-Восток», 2010. 2. Пояснительная записка к выполненному комплексу работ ГТИ и ГК на скважине № 119. ООО «Геоконтроль-Восток», 2010. 3. Проектная документация к строительству скважин на Ярактинском месторождении №16. Ижевск 2004. 4. Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. М., Роскомнедра, 1996. 5. Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1982. 6. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М., Миннефтепром, 1983. 7. Техническая инструкция по ведению геофизических исследований в скважинах. М., “Недра”, 1985. 8. Руководство по первой производственной практике. Иркутск 2001. 9. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. 1981г. 10. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции. Геол. и геофиз., т. 37, 1996, с. 196-205 1 2 |