Геологическое строение и особенности разработки Красносельского нефтяного месторождения. Красносельское месторождение нефти


Геологическое строение и особенности разработки Красносельского нефтяного месторождения

1. Геологическое строение и особенности разработки    Красносельского нефтяного месторождения.

1.1 Общие сведения о месторождении.

Красносельское  месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области РБ.

Областной центр г.Гомель находится в 47 км, ближайшими населенными пунктами являются г. Речица, Василевичи.

В 20 км. Южнее проходит железная дорога Гомель-Калинковичи.

В 10 км. Северо-западнее проходит магистральный нефтепровод 

,,Дружба,, .

Ближайшими месторождением является Речицкое,  Ветхиньское и Днепровское.

В географическом отношении район представляет собой слабо всхолмленную равнину, повышенные участки покрыты лесом.

Гидрографическая сеть представлена р.Днепр и его притоками.

Климат района умеренно – континентален. Среднегодовое количество осадков  550-600мм. Средняя температура январь -4, 4С0

 июля + 15С0

Красносельская структура впервые выявлена по поверхности межслоевых отложений в 1974г. Трестом Белоруснефти геофизика сейсморазведочными работами МОГТ. В этом же году  площадь была подготовлена под  глубокое бурение, а в 1976 г. Была введена в поисковое бурение.

Первый промышленный приток легкой нефти с газом был получен в

1976 г.

Из 1V пачки задонских отложений.

В 1977г. Промышленный легкой нефти с газом получен из V111 пачки задонского горизонта.

В 1979 г. Получен промышленный приток нефти, предположительно из Елецких отложений, однако , согласно оперативному подсчету запасов нефти выполненным отделом подсчета запаса тематической партии объединения Белорснефть, нефть получена из 1V  пачки задонского горизонта.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии

осадочного разреза месторождения .

                    В пределах Красносельского месторождения скважинами вскрыты породы                                                     а также   мезозоя и кайнозоя.

                    Палеозойская группа в пределах красносельской  площади представлена      девонскими каменноугольными и пермскими отложениями.

                    Франский ярус в пределах Красносельского  месторождения вскрыт скважинами начиная с кыновского горизонта и представлен кыновским ,саргаевским, семилукским, бурегским, евлановским и ливенским горизонтами.

                    Кыновский горизонт представлен глинистыми породами. Мощность горизонта   14 м.

Саргаевский горизонт представлен чередованием глинистых известняков с аргиллитами и мергилями. Мощность горизонта 36-45 м.

Семилукско-бурегский горизонт представлен доломитами, плотными ангидритизированными в подошве мергеля. Мощность горизонтов 59-66 м.

                    Воронежский горизонт представлен плотными известниками и доломитами с прослоями аргеллитов, мергелей. Мощность горизонтов 78-85 м.

Евлановский горизонт представлен чистым чередованием аргеллитов, известняков, доломитов, ангидритов различной плотности и глинистости. Мощность горизонта 130-152 м.

Ливенский горизонт сложен каменной солью с прослойками глинистых пород.

Мощность горизонта 536-556 м.

Фаменский ярус.

          Отложение фаменского яруса объединяет три толщи пород :

Межсолевую-елецкий и задонский горизонты, верхнесолевую-лебедянский горизонт, надсолевую-данковский горизонт.

          Елецко-задонский горизонт представлен чередованием известняков и доломитов с прослоями ангидритов, мергелей, аргиллитов и глин, при этом характерно повышенное содержание туфогенного материала. Мощность горизонта 390-727 м.

   Лебединский горизонт сложен каменной солью с прослоями карбонатных и терригенных пород . Мощность отложений 514-1644м.

          Весь комплекс подсолевых отложений от Данковского до четвертичных отложений мощностью 1100-2500м. сложен глинами, песчаниками, мергелями, известняками, мелом и ангидритами.

1.3. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

          В тектоническом отношении Красносельское поднятие входит в состав Речицко – Вишанской зоны поднятии северной тектонической зоны Припятского

vunivere.ru

Геологическое строение и особенности разработки Красносельского нефтяного месторождения, страница 2

Прогиба и является восточным  продолжением южного опущенного крыла Речицкой структуры.

По межсолевым отложениям Красносельское поднятие представляет собой полусвод субширотного простирания, с севера ограниченный зоной отсутствия Задонско  - Елцких пород, а с востока тектоническим нарушением.

          По поверхности Елецкого горизонта размеры Красносельской  структуры в пределах изогибсы 2900м. Составляют 11Х2км, амплитуда порядка 600м. углы подения изменяются от 30О в западной части до 10 О   в восточной.

          По поверхности 1V пачки задонского горизонта размер структуры в пределах изогипсы – 3400м составляют 12,5х 2км, амплитуда поднятия 700м, углы падения изменяются от 30 О в западной части до 20 О в восточной.

          По подсолевым отложениям наблюдается моноклинальное погружение пород с отметок – 4000 - 4200м,  на границе отсутствия межслоевого комплекса.

1.4. Нефтегазоносность

          На красносельском месторождении промышленная нефтеносность установлена в задонских (IV и VIII пачки ) отложениях.

          В СКВ. 75 при опробовании в открытом стволе  VI – IХ пачка (интервал 3550 – 3685м) задонского горизонта притока не получено.

          Опробование с помощью ИП IV пачки задонского горизонта (интервал 3136-3178м) в СКВ.203 дало приток легкой нефти дебитом 235 усл. ед. при депрессии на пласт 13,4 МПа. Испытание в эксплуатационной колонны (интервал 3156-3167м.) IV пачки задонского горизонта дало приток нефти и газа дебитом 75 усл. ед. на 6 мм. штуцере.

                    Опробование межсолевых отложений в скважине 204 и 212 притока флюида не дало.

                    В скважине 206 при опробовании ИП IV пачки задонского горизонта (2803-2883м.) притока не получено, но при испытании VIII пачки задонского горизонта в эксплуатационной колонне (интервал 2964-2990м.) получен приток нефти дебитом 4,5 усл. ед. на 4 мм. штуцере.

          Опробование Елецких отложений в скважине 207 (интервал 3371-3451 м.) притока не дала, но из IV пачки задонского горизонта (интервал 3443-3508 м.) в открытом стволе получен приток нефти дебитом 78,7 усл. ед. при депрессии на пласт 11,7 МПа. Испытание в эксплуатационной колонне (интервал 3455-3463м.) дало приток нефти и газа дебитом 48 усл. ед. на 6мм. штуцере.

          Испытание IV пачки задонсого горизонта в СКВ. 209 (интервал 3189-3242м.) притока флюида не дало.

                    При испытании в скв. 210  в открытом стволе IV пачки задонского горизонта был получен приток глинистого раствора с пленкой нефти, а в эксплуатационной колонне (интервал 3465-3474м.) приток нефти составил 64 усл.ед. газа 6850 усл. ед. на 4 мм. штуцере.

         

          Опробование задонских (IV пачка) отложений в открытом стволе СКВ.214 (интервал 3156-3192м.) дало приток нефти дебитом 357 усл. ед. Испытанием в эксплуатационной колонне интервала 3195-3197м. дало приток нефти дебитом 205 усл. ед. на 8 мм  щтуцере.

          Опробование в открытом стволе скв. 5 VIII пачки задонского горизонта (интервал 2980-3072м.) дала приток глинистого раствора с пленкой нефти дебитом 8,3 усл. ед., испытание интервала перфорации 2996-3018м. дало приток нефти дебитом 5 усл. ед. В марте 1981г. установили цементный мост в интервале 2935-2930м., после изоляции VIII пачки провели испытание новых интервалов перфорации 2910-2692м., 2888-2882м. Получен приток нефти дебитом 1-2 усл. ед.

          Приток пластовой воды получен при опробовании с помощью ИП IV пачки задонского горизонта в СКВ. 213 (интервал 3425-3478м.), дебитом 456 усл. ед.

          Пластовые воды межсолевого комплекса по типу относятся к хлоркальциевым. Минерализация достигает 328,1 г/л, удельный вес 1217 усл. ед. Результаты испытаний и опробований скважин Красносельского месторождения приведены в табл. 1.1.

          В заключение следует отметить, что необходимо в течение планируемого срока пробной эксплуатации решить положительно вопрос о бурении ранее запланированных опережающих добывающих скважин 216, 217, 218 и 219.

vunivere.ru

ОАО "ПЕРМОБЛНЕФТЬ" ОГРН: 1025902395287 ИНН: 5903004125

11.10.11 Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа  

29.24.9 Предоставление услуг по монтажу, ремонту и техническому обслуживанию прочего оборудования общего назначения, не включенного в другие группировки  

71.34.9 Аренда прочих машин и оборудования научного и промышленного назначения  

29.56.9 Предоставление услуг по монтажу, ремонту и техническому обслуживанию прочих машин специального назначения, не включенных в другие группировки  

63.11.2 Транспортная обработка прочих грузов  

60.23 Деятельность прочего сухопутного пассажирского транспорта  

63.40 Организация перевозок грузов  

71.34.2 Аренда горного и нефтепромыслового оборудования  

11.10.12 Разделение и извлечение фракций из нефтяного (попутного) газа  

60.24.1 Деятельность автомобильного грузового специализированного транспорта  

70.20.2 Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества  

60.24.2 Деятельность автомобильного грузового неспециализированного транспорта  

contragents.ru

Черновское месторождение, в каталоге нефтяных и газовых месторождений независимого нефтегазового Портала НефтьГазИнформ

Тип: Нефтяное месторождение

Местонахождение: Удмуртская Республика

Координаты: 57.166944, 53.698333

Расположение месторождения

<div>Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 15 км северо-западнее г. Воткинска и в 60 км северо-восточнее г. Ижевска.</div>

История:

Открыто в 1979 году.  

Черновское месторождение включает в себя три поднятия: Западное, Центральное и Восточное. Добыча нефти ведется из верейско-башкирского, визейского и турнейского объектов; каширский объект является возвратным.

Показатели:

Особенности Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов и наличием зон замещений коллекторов. Толщины пластов не выдержаны, наблюдается значительная расчлененность, достигающая наибольшего значения на верейско-башкирском объекте. Для месторождения характерен пластовый сводовый тип залежи, местами литологически ограниченный, представленный в основном карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. 

Турнейский объект приурочен к пористым известнякам, относится к пластово-сводовому типу и пластово-сводовому литологически ограниченному. Добыча нефти ведется только на Западном поднятии. Залежь характеризуется небольшой толщиной (порядка 10 м), высоким значением коэффициента песчанистости и невысокой расчлененностью. Объект содержит 33,6% запасов нефти Западного поднятия.  

Нефти турнейского объекта высоковязкие, высокой плотности в пластовых и поверхностных условиях, высокосернистые, парафиновые, высокосмолистые. Растворенный в нефти газ более чем на 80% состоит из азота и промышленной ценности не представляет. 

На начало разработки залежи геологические запасы составляли 1395 тыс. т. по категории А+В+С1, из них извлекаемые - 469 тыс. т. (проектный КИН составляет 0,336). 

Нефтенасыщенная толщина объекта находится в пределах 2,7…10,3 м, увеличиваясь ближе к центральной зоне залежи. Над и под залежью присутствует непроницаемый экран. В залежи присутствуют зоны, не охваченные процессом дренирования, в которых можно провести горизонтальный ствол длиной более 100 м. Геологическое строение залежи позволяет провести горизонтальный ствол без перегибов. 

По геологическим критериям турнейский объект является подходящим для забуривания бокового ствола. Вследствие близости ВНК, скважины, находящиеся в приконтурной зоне нефтеносности, обводняются, образуя конусы обводнения, из-за чего остаются невыработанные участки залежи. 

В отличие от остальных объектов, турнейский объект имеет достаточную толщину пласта для проведения по нему горизонтального ствола скважины, что снижает шанс неудачного бурения горизонтальной части ствола, а также нерентабельности БГС вследствие быстрой выработки запасов данного пласта. 

В отличие от верейско-башкирского объекта, он имеет меньшую расчлененность, что дает нам основание считать пласт более однородным. 

Все эти факторы, а также хорошее сочетание пористости и проницаемости объекта, значительная нефтенасыщенность высоковязкой нефтью делают бурение БГС перспективным способом довыработки остаточных запасов нефти.

oilgasinform.ru