Геологическое строение Сосновского месторождения
Геологическое строение Сосновского месторождения
1.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ
СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Сосновское месторождение расположено
в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь. Ближайшие
промышленные центры: Светлогорск, Мозырь, Калинковичи. Ближайшей транспортной
магистралью является железная дорога Жлобин-Калинковичи, а также шоссейная дрога
Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения.
Район преимущественно
сельскохозяйственный.
В орографическом
отношении территория представляет собой слаборасчлененную, заселенную равнину.
Абсолютные отметки рельефа варьируют от +125 до +150м. Гидросеть представлена
большим количеством мелиоративных каналов и водоемов, реками Ипа, Ведричь,
Березина.
Поисковые работы на
Сосновской площади начаты в 1967г. Сосновское нефтяное месторождение открыто
трестом "Белнефтегазразведка" в мае 1973г. Первооткрывательницей подсолевой
залежи нефти является скважина 13. В 1975г. получен промышленный приток нефти
из задонского горизонта в скв.36. В декабре 1973г. начата опытная эксплуатация
месторождения. До января 1979г. разработка месторождения осуществлялась
согласно проекту пробной эксплуатации, составленному в 1974г. Гомельскким
отделом УкрГИПРОНИИ нефть. Тематической партией треста
"Белнефтегазразведка" был выполнен подсчет запасов нефти и
растворенного газа по отделам УкрГИПРОНИИ. Запасы нефти утверждены ГКЗ в
количестве: балансовые - 3305 усл. ед. и извлекаемые - 1332 тыс. т по категории
С1. В 1984г. составлен уточненный проект пробной эксплуатации
Сосновского месторождения. Согласно этому проекту пробная эксплуатация
месторождения осуществлялась до 1990г., а в 1990г. отделом разработки УкрГИПРОНИИнефть
составлена технологическая схема разработки Сосновского месторождения на основе
запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ и в 1991г. месторождение введено в
промышленную разработку.
Одновременно в 1986г. в
границах горного отвода Сосновского месторождения, юго-западное крыло
Сосновской брахиантиклинали по поверхности межслоевых отложений (изогипса - 2620),
осложненное зоной отсутствия межслоевых отложений, было представлено, как
отдельная межслоевая Пожихарская структура. В ее пределах была пробурен
скв.Пожихарская-1, при испытании которой в колонне из интервала 2812-2820м
получен приток нефти дебитом 50 м3/сут на 6мм штуцере.
После получения промышленного
притока нефти и оперативного подсчета запасов зоны дренажа скв. Пожихарской 1,
они были предоставлены как запасы самостоятельного месторождения в количестве
696 усл.ед. балансовых и 299 усл.ед. извлекаемых по категории С1.
В связи с пересчетом
запасов нефти по Сосновскому и Пожихарскому месторождениям установлено, что
Пожихарская структура по существу является юго-западным, осложненным зоной
отсутствия межслоевых отложений, крылом Сосновской брахиантиклнали по
поверхности межслоевых отложений и находится в пределах горного отвода
Сосновского месторождения.
Разработка Пожихарского
месторождения свидетельствует о наличии гидродинамической связи его резервуара
с межслоевой залежью Сосновского месторождения. Поэтому межслоевые залежи
Сосновского и Пожихарского месторождений нами представляются как единая залежь
и их запасы подсчитаны совместно.
Сбор и транспорт нефти и
газа осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти в
нефтепровод "Дружба" и железнодорожными цистернами на НПЗ.
1.2 КРАТКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА СТРАТИГРАФИИ И ЛИТОЛОГИИ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В геологическом строении
Сосновской площади принимают участие отложения платформенного чехла от
верхнепротерозойских до антропогеновых, залегающие на породах кристаллического
фундамента.
Породы кристаллического
фундамента (AR+RP1)вскрыты скважинами 20,23,32.Представлены гранитами мелко и
среднекристаллическими, трещиноватыми, а также гранито-гнейсами
крупнокристаллическими темно-серыми.
Вскрытая толща 23,9м.
(скв.32)
Соленосными отложениями
образования осадочного чехла разделяется на подслоевую (терригенную и карбонатную),
межслоевую и надслоевую толщи.
Подсолевая терригенная
толща сложена образованиями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским
горизонтом верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы (PR2, D21vtb+pr, D2nr, D22st, D31ln).Залегают отложения с угловым и стратиграфическим
несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента.
Литологически толща представлена переслаивающимися песчаниками кварцевыми,
алевролитом, мергелем, аргиллитом, доломитом и глинами.
Вскрыта толщина терригенной
толщи 39,0-142,0м.
Подсолевая карбонатная
толща, с которой связана нефтеносность Сосновского месторождения, представлена
отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского
(кустовницкие слои) горизонтов верхнего отдела девонской системы (D31sr , D31sm, D31rch, D31vr, D31ev-ks). Продуктивными
являются породы саргаевского, семилукского и воронежского горизонтов. Толщина
составляет 150 и более метров.
Породы саргаевского
горизонта представлены в основном доломитами кавернозными, трещиноватыми, в
нижней части разреза глинистыми. Встречаются редкие прослои известняков и
ангидритов.
Породы семилукского
горизонта представлены доломитами разнозернистыми, неравномерно кавернозными,
трещиноватыми. Крупные каверны выполнены ангидритом, кальцитом.
Образования речицкого
горизонта представлены мергелями и глинами.
Отложения воронежского
горизонта представлены доломитами трещиноватыми, кавернозными с прослоями
известняка и мергеля.
Толщина от 40 до 60 м.
Отложения евлановского
горизонта (кустовницкие слои) представлены чередующимися карбонатными,
сульфатными и глинистыми породами: доломитом, глиной, известняком и ангидритом.
Нижнесоленосная толща
включает нерасчлененные отложения евлановского (анисимовские слои) и ливенского
(D31ev-an+ D31lv) горизонтов. Сложена преимущественно каменной солью.
Несолевые породы приурочены в основном к анисимовским слоям и представлены
прослоями известняков и ангидритов. Вскрытая толщина до 150 м.
Межсолевая толща в
составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов (D32ptr+el+zd+ D31dm) согласно
залегает на нижнесоленосных отложениях. Породы промышленно-нефтеносные, в
нижней части разреза залегает преимущественно известняки, ангидриты, и иногда
встречаются прослои глины и мергелей. Выше по разрезу залегает толща серых и
темно-серых ангидритов, ее сменяют мергели с прослоями известняка. Вверху
разреза залегают известняки и ангидриты с прослоями мергелей, реже доломитов.
Толщина межслоевых
отложений изменяется от 106 до 655 м.
Верхнесоленосные образования
слагаются из двух толщ: галитовой и глинисто-галитовой, отличающихся по
содержанию солей. Представлены отложениями лебедянского, оресского,
стрешинского, нежнеполесского горизонтов фаменского яруса верхнего отдела
девонской системы (D32lb+or+str+pl1). Галитовая толща сложена преимущественно каменной солью
маломощными пластами несолевых пород: известняков, ангидритов, мергелей, глин.
Глигисто-галитовая толща представляет собой переслаивание глин, ангидритов,
реже известняков и мергелей с каменной солью.
Вскрытая толщина
изменяется от 325 до 3250 м.
Надсолевая толща сложена
отложениями полеозойской (девонская D32pl2, 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
Отложения саргаевского
горизонта в границах месторождения после 01.07.77г. испытаны в скв. 51 и 64 -
притоков не получено
В скв.63 (восточный блок)
совместное испытание в колонне семилукского и саргаевского горизонтов дало
приток нефти дебито 60 м3/сут.
Коллекторами нефти
являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Пласты-коллекторы
выделены в скважинах 13-8,8м; 32-7,2м; 63-7,6м; пористость соответственна 4,8%;
3,5%;5,1%; нефтенасыщенность 82,0%;85%; 88,9%. Подсчетными блоками по
саргаевскому горизонту являются западный и восточный. Их размеры
соответственно: 2,2 км х 0,25км х 30 м и 4км х 0,38 км х 40м.
Саргаевская залежь не
разрабатывается
Подсолевые нефтеностные
горизонты относятся к единой гидродинамической системе, поэтому водонефтяной
контакт для каждого блока у них единый. Значение ВНК в данном отчете
сохраняется по западному блоку -3136м прежним, утвержденным ГКЗ.
По восточному и
центральному блокам изменился и стал - 3165м.
|