МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение  образования

«Гомельский государственный технический университет

имени П.О.Сухого»

Кафедра  Разработки месторождений  полезных ископаемых

  и транспорт нефти

                                                                

                                         

  
 

Курсовая  работа

по  дисциплине «геологические основы нефтяных месторождений»

Тема:

Построение  профилей Восточно-Первомайского  месторождения по семилукскому горизонту

 
 

                   

 

Выполнил студент

группы  НР- 31                                                                       Амбражей Р.В.

                                      

Проверил                                                                                  Пинчук А.П.

    

Гомель   2009

 

       СОДЕРЖАНИЕ

      Введение………………………………………………… стр

1. Стратиграфическая и литологическая характеристика Восточно-Первомайского  месторождения………………………………    стр
2. Тектоническая характеристика Восточно-Первомайского    месторождения………………………………………………….   стр
3. Нефтегазоносность Восточно-Первомайского    месторождения………………………………………………….   стр
4. Гидрогеологическая характеристика Восточно-Первомайского    месторождения…………………………………………………..   стр
5. Построение геологических профилей 

Заключение

      Список  использованных источников 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   ВВЕДЕНИЕ 

      Восточно-Первомайское нефтяное месторождение открыто  объединением   "Белоруснефть" в 1972 году. Приурочено к Первомайской зоне приразломных поднятий Припятского прогиба.

      Первооткрывательницей месторождения является поисковая скважина 10, давшая промышленный приток нефти в колонне из семилукских отложений дебитом 45 м³/сут. Выполненные в последующем поисково-разведочные работы позволил в 1974 г. ввести месторождение в пробную эксплуатацию, а в 1976 г. - начать бурение опережающих эксплуатационных скважин.

        Гомельским отделом "УкрГИПРОНИИнефть" в 1976 году составлена 
технологическая схема разработки Восточно-Первомайского место 
рождения и в 1977 г. последнее введено в промышленную разработку.       

      Запасы  нефти рассматриваемого месторождения  подсчитаны лабораторией подсчета запасов  Гомельского отдела "УкрГИПРОНИИнефть" по состоянию на 01.071980 г. Утверждены ГКЗ СССР 29 мая 1981 года (протокол № 8770) по категории C₁ в количестве 7030 тыс.т балансовых и 3374 тыс.т извлекаемых, при коэффициенте нефтеизвлечения 0,48.

      Накопленная добыча нефти на 01.01.1998 г. равна 1585 тыс.т, что на 28%      меньше планируемой (2212,7 тыс.т).   Возможности дальнейшей peaлизации технологической схемы  практически исчерпаны. Кроме того, данные по пробуренным после 1981 года эксплуатационным и нагнетательным скважинам внесли существенные изменения в модель геологического строения месторождения. Последнее оказалось разбитым разломами на три изолированных блока, к каждому из которых приурочена залежь нефти.

      Для дальнейшей эксплуатации месторождения  необходим проект разработки, составленный в соответствии с современными представ, анилин о его геологическом строении и уточненными запасами нефти.

      Поэтому объединение "Белоруснефть" поручило отделу промысловой геофизики и подсчета запасов БелНИПИнефть (Геологическое задание от 02.01.1992 г.) пересчитать запасы нефти и растворенного газа Восточно-Первомайского месторождения на основе всех фактических данных по месторождению на 01.01.1992г. (Договор № 92.25.92). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   1 СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ И ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ          ХАРАКТЕРИСТИКА 

      В геологическом строении месторождения  принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и  осадочные     образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.         Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхние соленосные - галитовая и глинисто-галитовая, надсолевая.

      Породы  кристаллического фундамента вскрыты  скважинами 11,17 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина от 18 до ЗЗ м.

      Подсолевая  терригенная толща сложена отложениями  верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы.

      Залегают  отложения с угловым и стратиграфическим  несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пест-роцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами, алевролитами с подчиненными простоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей.

      Вскрытая  толщина подсолевых терригенных отложений от 106 до 334 метра. Подсолевая карбонатная толща с которой связана нефтеносность месторождения, сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского (кустовницкие слои) горизонтов. Нафтенасыщенными являются породы семилукского и воронежского горизонтов.Отложения вскрыты 39 скважинами. Вскрытая толщина составляет от 176 до 273 м.

      Отложения саргаевского горизонта  представлены доломитами скрытокристаллическими, массивными. Вскрытая толщина изменяется от 11 до 44 м.

      Образования семилукского горизонта  представлены доломитами кавернозно-пористыми трещиноватыми, известняками микрозернистыми плотными. Вскрытая толщина изменяется от 10 до 25 м.

      Породы  речицкого горизонта представлены глинами плотными, аргилитоподобными, аргиллитами песчанистыми. Вскрытая толщина изменяется от 9 м до 25 м.

      Литологически воронежский горизонт представлен  доломитами микрозернистыми плотными, известняками плотными ангидритизированными. Вскрытая толщина изменяется от 71 м до 113 м.

      Отложения евлановского горизонта  представлены доломитами, известняками ангидритизированными. Вскрытая толщина изменяется от 43 м до 67 м.

      Нижнесоленосная толща включает не расчлененные отложения евлановского и ливенского горизонтов. Отложения сложены преимущественно каменной солью, несолевые порода имеют небольшое распространение (мергели, глинистые известняки, глины), приуроченные в основном к анисимовским слоям). Вскрытая толщина изменяется от 418 м до 711 м.

      Межсолевая  толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на нижнесоленосных отложениях.

      В пределах Припятской впадины с этой толщей связана промышленная нефтеносность, но на Восточно-Первомайском месторождении  нефтяных залежей не выявлено. Отложения представлены известняками доломитистыми, доломитами, аргилитами алевритистыми, мергелями. Вскрытая толщина изменяется от З70 м  до 827 м.

      Верхнесоленосные  образования слагаются из двух толщ: 
галитовой и глинисто-галитовой, отличающихся по содержанию 
солей. Представлены отложениями лебедянского, оресского, 
стрешинского, нижнеполесского горизонтов фаменского яруса верхнею отдела девонской системы.

      Литологически сложены каменной солью с прослоями  глин, ангидритов, доломитов, мергелей, известняков глинистых. В глинисто-галитовой толще большую часть разреза занимают несолевые породы. Вскрытая толщина изменяется от 1653 м до 2317 м.

      Надсолевая  толща сложена отложениями палеозойской, мезозойской и кайнозойской эрами. Толща представлена терригенно-карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов и известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями. Толщина надсолевых отложений варьирует от 968 м до 1305 м. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 

      На  территории Восточно-Первомайского  месторождения проведен значительный объём сейсморазведочных работ, пробурено 20 новых скважин. Это внесло коррективы в модель геологического строения месторождения.

      По поверхности подсолевых отложений Восточно-Первомайское месторождение представляет собой моноклинально-блоковую 
структуру, погружающуюся на север, ограниченную с юга разломом субширотного простирания амплитудой более 150 м. и разбитую субмеридианальными разрывными нарушениями амплитудой от 30 до 150 м. на четыре блока. К трем из них приурочены залежи нефти.

      Первый  блок отделен от второго блока  разломом амплитудой 30 м. Падение пород  в пределах блока северное, угол падения   8-10°. Азимут падения 20-30°. Размеры блока 5625*1625 м.

      В пределах 2 блока угол падения пород  изменяется от 6° до 17°, азимут падения 15-20°. Размеры блока 6250*1875 м.

      В районе скв.10,83 выделен небольшой 3 блок, отделенный от 1 блока нарушением юго-восточного простирания амплитудой 75м.Падение  пород 5-6°, азимут падения 20°, размеры l000 *1000 м.

      На  востоке структуры выделен 4 блок, отделённый от 2 блока нарушением амплитудой 50-150м. Строение 4 бока осложнено в  свою очередь двумя разрывными нарушениями  субширотного простирания,  образующими  структуру типа горст. Амплитуды взбросов 150м и 75м. Падение пород, в пределах 4 бока северное, угол падения 9°, азимут падения 10°. Происхождение 4 блока связано, вероятно, с проявлением новейших локальных тектонических движений, приведших к возникновению водонасыщенных блоков на более высоких отметках по сравнению с блоками, содержащими нефть.

      Восточной границей месторождения является высокоамплитудное (более 200 м) тектоническое нарушение, установленное сейсмикой. 
 
 
 
 
 
 
 

       3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

 

      На  Восточно-Первомайской площади признаки нефтеносности отмечались при бурении  и испытании скважин в межсолевых и подсолевых отложениях. Нефтепроявления в керне отмечались почти во всех пробуренных скважинах: в виде примазок и запаха нефти в скважине; в виде следов, выпотов.

      Притоки разгазированного бурового раствора получены при опробовании скв.2 (интервал 4339-4202 м) из пярнуско-наровоких отложений и в скв.11 (интервал 44о0-4492 м) из саргаевско-ланских отложений.

      Притоки пластовой воды с пленкой нефти  получены из семи-лукского горизонта в скв.11 (интервал 4423-4440, 4427-4432 м) и из задонского горизонта в скв.I6 (интервал 3500-3540 м).

      Промышленный  приток нефти получен (0,18 м3/сут.) в скв.48 (интервал 2858-2869 м.) из внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта. Всего на месторождении проведено 46 испытаний в колонне и 85 опробований пластоиспытателем.

      По  результатам бурения и исследования скважин выявлено, что месторождение  разбито тектоническими нарушениями  на четыре изолированных блока  представляющие собой отдельные объекты подсчета.