«Геологическое строение и проект доразведки верхнеюрских отложений (васюганской свиты , продуктивного пласта ЮВ11 ) Южно-Яркого месторождения»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
ФГБОУ ВПО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго
Орджоникидзе (МГРИ-РГГРУ)»
Институт геологии минеральных ресурсов
Кафедра: «Геологии и разведки месторождений углеводородов»
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Тема: «Геологическое строение и проект доразведки верхнеюрских отложений
(васюганской свиты , продуктивного пласта ЮВ11 ) Южно-Яркого месторождения»
Проектировал
__________ Маталин М.А.
группа РМН-13
Руководитель проекта
__________ доц. Агафонова Г.В.
Консультанты:
1. По бурению
__________ доц. Бронников И.Д.
2. По экономике
___________ доц. Устинов А.А.
Проект рассмотрен на кафедре «Геологии и разведки месторождений
углеводородов»
Допускаю к защите «_____»____________20
Зав.кафедрой
года
_________________ проф. Керимов В.Ю.
Москва 2018
Аннотация
Настоящий дипломный проект представляет собой квалификационную
работу, состоящую из 127 страниц машинописного текста, в т. ч. 2 рисунка и
14 графических приложений, 14 таблиц и состоит из шести разделов: общие
сведения, геологическое строение и нефтегазоносность месторождения и
прилегающих районов, прогнозно-методический раздел, проектирование
бурения скважины, экономический раздел, мероприятия по охране природы.
В общих сведениях приводится административное положение, физикогеографическая характеристика района работ, истории и степени
изученности территории.
Геологическое строение и нефтегазоносность месторождения и
прилегающих районов включает стратиграфию, тектонику,
нефтегазоносность района, полезные ископаемые.
В прогнозно-методическом разделе приведено геологическое обоснование
доразведки Южно-Яркого месторождения.
Раздел проектирования бурения скважины включает требования к
конструкциям скважины, производству буровых работ, методам вскрытия
пласта и освоения скважин; особенности и проблемы строительства скважин.
Экономическая часть включает в себя расчеты технико-экономических
показателей бурения разведочной скважины на Южно-Ярком
месторождении.
В мероприятиях по охране природы описывается влияние
производственных мероприятий на окружающую среду и методы борьбы с
ним.
2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение………………………………………………………………………...10
Геолого-методическая часть……………………………………..……………...12
I. Общие сведения………………………………………………………..………12
1.1. Геолого-экономические условия……………..…………………………….12
1.2. Геолого-геофизическая изученность ……………….………………….…..16
II. Геологическое строение и нефтегазоносность месторождения и
прилегающих районов…………………………………………………….……..23
2.1. Стратиграфия…………………...…...………………………..………..……..23
2.2. Тектоника и история развития ……....……………...……………......……37
2.3. Нефтегазоносность …………...…………………..………………………...45
2.4. Гидрогеологические условия……………………...………………...…...49
2.5. Геокриологичекие условия….…………………………………………....57
2.6. Полезные ископаемые………………………………………….…………...59
III. Прогнозно-методический раздел…………………………………..….……63
3.1. Цель и задачи проектируемых работ……………..…..…………………...63
3.2. Обоснование заложения разведочной скважины.….……………………. 64
3.3. Обоснование подсчётных параметров…………………..………………....67
3.4. Комплекс геолого-геофизических исследований...……… ………………70
3.5. Отбор керна и шлама........................................................…………………. 70
3.6. Промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС)………….…..71
3
3.7. Опробование, испытание и исследование скважин………………...…….76
3.8. Лабораторные исследования ………………………..…………………..…79
Производственно-техническая часть………….……………………….……….81
IV. Проект разведочного бурения……………………………………….……...81
4.1. Цель и задачи бурения разведочной скважины…………………………..81
4.2. Система размещения скважин………………………………………..…….82
4.3. Геологические условия проводки скважин………………………………..83
4.4. Характеристика промывочной жидкости……………………..………..….90
4.5. Обоснование типовой конструкции скважины …………………………..94
4.6. Оборудование устья скважины……………………………………….……97
V. Экономическая часть…...……………………………………….……………98
5.1. Продолжительность проектируемых работ……………………………….98
5.2.Предполагаемая стоимость проектируемых работ ……………...….…….99
5.3. Основные технико-экономические показатели разведочных
работ……………………..………………………………………………..……..101
VI. Охрана недр, природы и окружающей среды……………………………102
6.1.Правовые основы, регламентирующие требования в области охраны
природы и рационального использования природных ресурсов на территории
ХМАО…………………………………………………………………….……..102
6.2. Охрана окружающей природной среды при проведении поисковоразведочных работ…………………...………………………..………………..108
6.3. Охрана лесов, растительного и животного мира ………...……………...111
6.4. Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения…………..…..115
4
6.5. Мероприятия по охране и рациональному использованию земель….....116
6.6. Природоохранные мероприятия при строительстве…………………….120
6.7. Мероприятия по охране атмосферного воздуха…………………...…….121
6.8. Мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций……………….123
Заключение…………………………………………………………………..….125
Список использованной литературы……………………………………..…...126
Список таблиц
№№
Наименование таблиц
1
Геолого-геофизическая изученность района работ
Стр.
19
2
Морфологическая характеристика структур Южно-Яркого
44
месторождения
3
Прирост запасов категории С1
69
4
Проектные интервалы отбора керна
71
5
Проектируемый комплекс ГИС ( на примере скважины 1П)
74
6
Проектные интервалы испытания пластов в открытом стволе
77
7
Система размещения скважин
82
8
Геологические условия проводки скважин
84
9
Ожидаемые осложнения при бурении
88
10
Характеристика промывочной жидкости
91
11
Типовая конструкция скважины
96
12
Противовыбросовое оборудование
97
13
Продолжительность строительства типовой скважины
99
14
Основные технико-экономические показатели работ
101
5
Список рисунков
№№
Наименование рисунка
стр.
1.1
Обзорная схема района
17
работ
Выкопировка из
тектонической карты
центральных районов
2.1
39
Западной Сибири
Список графических приложений
№№
Наименование приложения
1
Обзорная карта района работ
2
Сводный-литолого-стратиграфический разрез
3
Структурная карта по отражающему горизонту А
4
Структурная карта по отражающему горизонту Т
5
Структурная карта по отражающему горизонту Ю1
6
Структурная карта по отражающему горизонту Б
7
Структурная карта по отражающему горизонту М
8
Структурная карта по кровле коллекторов пласта
ЮВ1-1
9
Карта эффективных толщин пласта ЮВ1-1
10
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта
ЮВ1-1
11
Геологический разрез по линии скважин 8Р-179П-1П177П-178П-18П-19П-147Р
12
Геологический разрез по линии скважин 183П-15П1П-141П-143Р
13
Подсчетный план запасов пласта ЮВ1
14
Геолого-технический наряд
6
«Утверждаю»
Зав. Кафедрой
«Геологии и разведки месторождений углеводородов»
РГГРУ-МГРИ им. С. Орджоникидзе
_________________В.Ю. Керимов
«____»___________2018г.
Стадия ГРР: доразведка
Полезное ископаемое: нефть
Наименование объекта: пласт ЮВ11
Южно-Яркое месторождение
Местонахождение объекта: Ханты-Мансийский автономный округ ,
Сургутский район
Автор: Маталин Михаил Артурович
7
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ.
Геологические задачи, последовательность и основные методы их
решения.
1. Основные геологические задачи.
Обобщение и анализ геолого-геофизической информации включающий
стратиграфию, тектонику, нефтегазоносность Южно-Яркого месторождений
и прилегающих районов, составление и обоснование проекта доразведки.
На
основе
анализа
результатов
проведенных
ранее
геологоразведочных работ, с использованием «Инструкции к дипломному
проекту», а также всей имеющейся нормативно-технической документации
обосновать необходимость проведения доразведки пласта ЮВ11 васюганской
свиты верхнеюрских отложений Южно-Яркого месторождения, объемы и
виды работ.
Определить место заложения разведочной скважины, рассчитать
объем прироста запасов, определить экономическую эффективность проекта
доразведки, рассчитать стоимость работ.
2.Последовательность и методы решения геологических задач.
— Изучение геологического строения: стратиграфии, тектоники,
нефтегазоносности Южно-Яркого месторождения и прилегающих районов на
основе обобщения геолого-геофизических материалов;
— Геологический анализ результатов бурения скважин, анализ данных ГИС
и геологической интерпретации сейсмических данных;
— Разработка проекта доразведки васюганской свиты в пределах
исследуемой площади.
8
3. Ожидаемые результаты сроки выполнения работ.
— Геологическое обоснование проекта доразведки пласта ЮВ11 васюганской
свиты с учетом изучения его фильтрационно-емкостных свойств;
— Производственно-технические условия выполнения работ;
— Рекомендации по размещению разведочной скважины на территории
Южно-Яркого месторождения;
— Экономическая оценка проектируемых работ;
— Мероприятия по охране недр, окружающей среды и технике безопасности.
Начало работ_____________
Окончание работ__________
Руководитель по проектированию
___________________
_______________
Подпись
9
ВВЕДЕНИЕ.
Автор рассматриваемого диплома проходил производственную
практику по специализации 130101.3 «Геология нефти и газа» в отделе
поисковой и разведочной геологии ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», без
предоставления рабочего места с 14 июня по 26 июля 2016г.
Объектом исследования является Южно-Яркое месторождения нефти.
Открытие нефтеносности Южно-Яркого участка недр относится к 1998 году,
когда в центральной части рассматриваемого участка была пробурена скв.
178П, которая явилась первооткрывательницей Южно-Яркого
месторождения. При испытании скв. 178П в интервале 2899,0-2902,5 м (а.о. 2804,3-2807,8 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 76,0 м3/сут
на 8 мм штуцере.
В нефтегазоносном отношении Южно-Яркая площадь находится в
Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) Среднеобской
нефтегазоносной области (НГО). Южно-Яркий участок недр в
административном отношении находится в Сургутском районе ХантыМансийского автономного округа, в 40 км на северо-восток от г. Когалыма.
В качестве конкретной задачи в течение производственной практики
автору отчета необходимо было по литературным источникам ознакомиться
с литолого-стратиграфической, тектонической характеристикой, структурнотектоническим и нефтегеологическим районированием..
В качестве объекта для более детального изучения автору было
предложено Южно-Яркое нефтяное месторождение.
.
10
Дипломный проект посвящён уточнению геологического строения и
нефтеносности, перевод запасов из категории С2 в С1 Южно-Яркого
месторождения.
В задачу доразведки входят уточнение представлений о строении
геологического разреза месторождения, получение дополнительных данных
о коллекторских свойствах продуктивных пластов и флюидов, насыщающих
их,
уточнение
контуров
нефтегазоносности
с
учетом
данных
геологоразведочных работ: сейсморазведочных работ, бурения скважин,
анализов керна, физико-химических свойств нефти, данных перфорации,
ГИС.
11
I. Общие сведения
1.1. ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
В административном отношении Южно-Яркая площадь находится в
Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 40 км на
северо-восток от г.Когалыма. (рис. 1.1, Граф. 1).
Участок расположен на территории Среднеобской низменности в
пределах Ляминско-Аганской низинной озерно-болотной провинции. Для
участка характерна небольшая расчлененность территории, уровень
поверхности которой находится в пределах 70 - 80 м. Рельеф представляет
плоскую низину, на которой располагаются заболоченные массивы (70%
общей площади участка недр) с обилием озер. На территории участка недр
располагаются заболоченные массивы с обилием озер. Крупные болотные
массивы имеют в центре хорошо выраженное горизонтальное плато. На нем
находится масса вторичных озер и обширных сильно обводненных мочажин,
что создает озерковый комплекс. Озера и мочажины разделены узкими
грядами со сфагново-пушицево-кустарничковой растительностью и
угнетенной сосной. Глубина болот свыше 1,5 м.
Речная сеть участка недр относится к бассейну р.Аган. На
территории участка протекают две небольших реки: Ай-Парьеган, АйАйкаеган. Ширина рек в границах участка не превышает 10 м, глубина до 1,6
м, скорость течения 0,3 м/с, дно рек песчаное.
Климат района резко континентальный. В формировании температурного
режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга,
способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного
арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого
воздуха с юга на север, что приводит к резким изменениям давления и
12
температуры в течение года и даже суток. Зима суровая и снежная, с
метелями и заносами. Средняя температура зимой -19-23оС, минимальная до
-50 оС, в летние месяцы средняя температура +16 оС, максимальная достигает
+ 30-35 оС. Среднегодовое количество осадков до 500 мм.
Ветры преимущественно западного и юго-западного направлений,
летом они чаще северные. Средняя скорость ветра – 3.5 метров в секунду.
Более сильные ветры, до 10 метров в секунду, характерны для зимы.
Высота снежного покрова в среднем 0,7-1,0 м. Устойчивый снежный
покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая.
Южно-Яркий участок недр расположен в южной части Надым-Пурской
геокриологической области, в области островного распространения
реликтовых многолетнемёрзлых пород. Наблюдается двухслойное строение
вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает от поверхности на
10-15 – 25-40 метров. Температура постоянно близка к 0 оС. Нижний
(реликтовый) слой залегает на глубинах 150 - 230 метров в виде линз
мёрзлых пород толщиной 20 - 118 м.
В целом по геокриологическому району температуры мёрзлых пород
отмечаются не ниже -1 оС. в слое современной мерзлоты и не ниже - 5 оС в
слое древней мерзлоты. Продолжительность безморозного периода - 92-98
дней.
Территорию участка покрывают лесные и болотные растительные
сообщества. Лесопокрытая территория составляет 20% от общей площади
участка, в основном это сосновые леса на сильноподзолистых песчаных и
супесчаных почвах. В древостое лесов преобладает сосна, с примесью
березы, лиственницы, кедра. Подлесок редкий из рябины, шиповника,
можжевельника. Травяно-кустарничковый ярус состоит из брусники,
черники, майника, грушанки.
13
Ведущими областями народного хозяйства, в которых занята
основная масса населения, являются нефтегазодобывающая, лесная
промышленность.
Основными видами транспорта рассматриваемого района работ
являются: железнодорожный и автомобильный. Транспортировка
крупногабаритных грузов до места работ осуществляется по железной
дороге Тюмень – Сургут - Уренгой и по дорогам, пересекающим площадь
работ: Сургут-Холмогорское месторождение и г. Когалым - пос. Повх.
В 19 км от участка на северо-запад проходит автомобильная дорога с
твердым покрытием ЦПС Повховский – г.Когалым, в 3 км от участка
проходит железная дорога Сургут-Ноябрьск.
14
Южно-Яркий
Рис 1.1. Обзорная карта района работ. www.google/earth/siberia
15
1.2. Геолого-геофизическая изученность.
Целенаправленное
изучение
геологического
строения
Западно-
Сибирской равнины и, в частности, района Среднего Приобья началось в
марте 1949 года с создания Обской аэрогеологической экспедиции, которая
должна была провести геологическую съемку в масштабе 1:1000000 на
площади 17 тыс. км2. Эта съемка была необходима картографам для
составления государственной миллионной геологической карты.
Первоначально, на стадии выполнения региональных работ, были
определены
общие
закономерности
в
формировании
геологического
строения складчатого фундамента и выявлены крупные положительные
структурно-тектонические элементы. В период 1949-1965 годов выполнены
следующие геолого-геофизические работы.
1. Геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000 (19491952 гг., ЗСГУ, Шацкий С. Б. и др.), по результатам которой дано первое
систематизированное
описание
геологии
и
геоморфологии
района,
составлена Государственная геологическая карта, установлено повсеместное
распространение четвертичных отложений.
2. Выполнена аэромагнитная съемка масштабов 1:1000000 и 1:200000
(1953-1955 гг., ЗСАЭ, Макарова З. А., Шматалюк Г. Ф. и др.). По результатам
этих работ составлены карты аномального магнитного поля ΔТ и
распределения магнитных масс по минимальным глубинам залегания,
выделены зоны положительных и отрицательных аномалий на фоне
региональных помех, определено господствующее простирание основных
тектонических
элементов,
выделены
структуры
I
порядка
–
Нижневартовский и Сургутский своды.
3. В 1954 году трестом «Тюменнефтегеология» пробурена Леушинская
опорная скважина, позволившая получить фактические данные о литологостратиграфическом строении геологического разреза. В период 1956-1958 гг.
16
в районе Среднего Приобья выполняется структурно-поисковое бурение, по
результатам которого подтверждено наличие Сургутского свода.
4. Гравиметрической съемкой масштаба 1:1000000 установлена общая
закономерность соответствия отрицательных гравитационных аномалий
крупным положительным структурам, в результате чего составлена карта
изодинамической силы тяжести и схема тектонического районирования
(1957-1960 гг., «Главтюменьгеология», Зыков В. И.);
5. По данным аэросейсмического зондирования МОВ масштаба
1:500000 (1959-1967 гг., ГТГ) составлена структурная карта, позволившая
получить
дополнительную
информацию
о
геологическом
строении
региональных поднятий и более детально изучить структурный план
северной части Нижневартовского и Сургутского сводов.
По результатам выполненного комплекса геолого-геофизических
исследований составлена карта структурно-тектонического районирования
осадочного чехла платформенного фундамента, явившаяся основой для
постановки площадных сейсморазведочных работ, связанных с изучением
отдельных структурно-тектонических элементов.
На территории участка сейсморазведочные работы МОВ начаты с 1967
года, позднее, с 1980 года – сейсморазведочные исследования МОГТ.
В основном, полевые сейсморазведочные исследования на территории
участка проводились трестом «Хантымансийскгеофизика».
Обобщающими можно считать результаты сп.15/94-95 гг. АО
«Башнефтегеофизика», на основании которых поисковые работы в пределах
участка были продолжены.
Суммарная длина профилей, отработанных в пределах исследуемой
территории, 221,74 км.
Плотность изученности участка составляет 1,8 км/км2.
17
В период 2008-2009 гг. сп 14/08-09 АО «Башнефтегеофизика»
проведены полевые сейсморазведочные работы 3D на Ярсомовском участке.
Обработкой и интерпретацией материалов занимались ООО
«КогалымНИПИнефть» совместно с ООО НПЦ «Геостра». Площадь работ
3D на 80% покрыла территорию Южно-Яркого ЛУ. Неохваченной осталась
северная часть участка, которая является наименее перспективной в плане
нефтеносности.
Основные результаты работ, проведенных на участке, приведены в
таблице 1.
Поисковое бурение в пределах Южно-Яркого участка проводилось
Сургутской НГРЭ ПГО «Обьнефтегазгеология» на основании проекта
глубокого бурения на Грибной и Южно-Яркой площадях, утвержденного в
1982 году. По проекту пробурены скважины 15П, 16П, 18П и 19П. Не
получив положительных результатов, работы по опоискованию в районе
были прекращены. Результаты работ сп.15/94-95 гг. АО
«Башнефтегеофизика» позволили возобновить поисковое бурение в 2000
году. Основным объектом поиска являлся горизонт Ю1 верхней юры.
Кроме того, предполагалось наличие залежей УВ в отложениях
ачимовской толщи нижнего мела и верхней части средней юры тюменской
свиты (пласт ЮВ2).
Работами сп. 5, 14, 15/80-81, 82-83 гг. выявлена «Южно-Яркая
аномалия», представляющая интерес в нефтегазоносном отношении.
Южно-Яркая залежь введена в бурение в 1982 году скважиной 15П. По
результатам испытания перспективные объекты ачимовской толщи и верхней
юры (пласт ЮВ1) оказались водонасыщенными, скважина оказалась
пробуренной в неструктурных условиях.
18
На 1.01.2011 года в пределах участка пробурено 7 скважин. Скважина
16П Южно-Яркая ликвидирована по техническим причинам, не вскрыв
проектный горизонт, три скважины (15П, 177П, 19П) оказались
водоносными, в скв. 18П получен водонефтяной приток дебитом 66,8 м3/сут.
Скважиной 178П, пробуренной в 1999 году, открыто Южно-Яркое
месторождение. При испытании пласта ЮВ11 в интервале 2899-2902,5 м
получен приток нефти дебитом 76,0 м3/сут на 8 мм штуцере. В 2001 году
скважиной 179П открыта Южно-Яркая залежь. При испытании пласта ЮВ11
в интервале 2906-2910 м получен приток нефти 44,2 м3/сут на 8 мм штуцере.
Таблица 1.
Геолого-геофизическая изученность района работ
Год проведения работ,
организация, автор
отчета
Метод
исследования,
масштаб, кол-во
Основные результаты
отработанных км.
1
2
3
1970-1971 гг. ХМГТ
Рекогносцировочны
Выявлена Средне-
сп 5/70-71
е работы МОВ
Ватьеганская структура.
Коробков А.Г
1:1000 000
Выявлена и подготовлена к
разведочному бурению
Больше-Котухтинская
структура
1974-1975 гг. ХМГТ
МОГТ
сп 4/74-75
1:50 000
Получены новые данные о
геологическом строении
Повховского месторождения.
19
Князева Л.Н.
Изучены закономерность
изменения скоростей
распространения
сейсмических волн. На
Повховской площади выделен
разлом в низах осадочной
толщи.
1974-1975 гг. ХМГТ
МОГТ
сп 4/74-75
1:50 000
Получены новые данные о
геологическом строении
Повховского месторождения.
Князева Л.Н.
Изучены закономерность
изменения скоростей
распространения
сейсмических волн. На
Повховской площади выделен
разлом в низах осадочной
толщи.
1978 г.
НГТУ ЦКГЭ
амп. 41/78
Аэромагнитная
Построена схема элементов
съемка
тектоники фундамента,
выделена Западно-Тагринская
М 1:50 000
рифтообразная структура
Княжев В.А.
20
Продолжение таблицы 1.
1
1978-1980 г.
2
3
Анализ геолого-
Рекомендованы
геофизических
детализационные работы
материалов по
МОГТ в северной части
тп 101/78-79
Центральному
Ярсомовского менапрогиба,
тп 101/79-80
нефтегазоносному
где отмечен ряд
району
малоамплитудных поднятий, в
ГТПГУ, ХИГТ
Лев С.М.
том числе ЗападноКотухтинское
Пасечник В.М.
1980-1981 гг.
МОГТ
ПГО ХМГ
1:100 000
Подготовлены к поисковому
бурению Выинтойская, МалоВыинтойская, Западно-
сп 6/80-81
Котухтинская структуры и
Салькова Л.Ф.
выявлен приподнятый участок,
в пределах которого возможны
локальные структуры
1980-1981 гг.
МОГТ
ПГО ХМГ
1:100 000
Детализированы и
подготовлены под глубокое
бурение Грибное, Западно-
сп 15/80-81
Котухтинское, Северо-
Гидион В.А.
Вытьёганское поднятия и
Южно-Яркая структура.
1994-1996 гг.
Поисковые и
В результате интерпретации
21
БНГФ сп 15/94
Р. Б. Булгаков
детализационные
сейсморазведочных
с/р работы методом
материалов построены
ОГТ масштаба
структурные карты по
1:50000
отражающим горизонтам
"НБС10","Б","Ю1","Т", карты
изохрон по этим горизонтам,
структурная схема и карта
изохрон по отражающему
горизонту "А".
Установлено, что выявленная
ранее структура Южно-Яркая
имеет двухкупольное
строение.
1996-1998 гг.
БНГФ сп 16/96
Р. Б. Булгаков
Поисковые 2Д и
Уточнены границы северной
площадные 3Д с/р
периклинали Ватьеганского
работы МОГТ
КП, восточной периклинали
масштаба 1:50000 и
структуры .
1:25000
1997-1998 гг.
БНГФ сп 16/97
Р. Б. Булгаков
Поисковые 2D и
В результате интерпретации
площадные 3D с/р
сейсморазведочных
работы МОГТ
материалов построены
масштаба 1:50000 и
структурные карты по
1:25000
отражающим горизонтам "Г",
"М1", "НБВ3-4", "НБВ5",
"НБВ6", "НБВ7", "НБВ82(АчΙ)" , "НБВ8-1 (АчΙΙ)",
"HБВ8-0(Ач)", "Б", "Ю1",
22
"Т(Ю2)", "Т(Ю10)", "А"; карты
изохрон по этим горизонтам,
в т.ч. и в пределах ЮжноЯркого участка.
2008-2009 гг.
Сейсморазведочные
работы по методике
БНГФ сп 14/08-09
3D на Ярсомовском
Обработка и
участке
интерпретация
В результате выполненных
работ составлены карты
изохрон, изопахит,
структурные карты и схемы по
масштаба 1:25000
опорным горизонтам
ООО
доюрского (ОГ «А») и юрско-
«КогалымНИПИнефть
мелового комплексов,
»
структурные карты по кровле
ООО НПЦ «Геостра»
коллекторов продуктивных
пластов: Тп, Т(Ю2), Ю11, Б,
И.В. Цветкова,
БС110, БС111, БС112 БС100, БС101,
БС102, М, Г, С.
С.В. Селивантьева
II. Геологическое строение и нефтегазоносность месторождения и
прилегающих районов.
2.1. Стратиграфия.
В геологическом строении Южно-Яркого участка недр принимают
участие метаморфические и изверженные породы палеозойского возраста,
эффузивно-осадочные породы нерасчлененного пермо-триасового возраста и
осадочные отложения мезозойско-кайнозойского возрастов.
Сводный
разрез,
в
котором
приведены
литологическая
и
палеонтологическая характеристики отложений, представлен на граф. 2. (скв.
15П, 18П, 19П, 178П и др.).
23
Доюрский комплекс пород
Палеозойская эратема + Триасовая система
Породы доюрского основания на изучаемой территории не вскрыты, но
вскрыты на соседних месторождениях. Ближайшей такой скважиной
является 150П Западно-Котухтинского месторождения. Породы доюрского
возраста в ней представлены пузыристой лавой андезит-дацитового состава,
интенсивно измененной в результате хлоритизации, каолинитизации,
сидеритизации, состоит из стекловатой массы с многочисленными зернами
рудных минералов. Брекчиевая лава зеленовато-серого цвета, состоит из
полуокатанных и угловатых обломков андезито-дацитов. Встречаются
зеркала скольжения
Отложения фундамента и промежуточного комплекса с угловым и
стратиграфическим
несогласием
перекрываются
мезо-кайнозойским
осадочным чехлом, сложенным толщей континентальных, морских и
прибрежно-морских
отложений
юрского,
мелового,
палеогенового
и
четвертичного возрастов.
К кровле доюрских пород приурочен отражающий горизонт «А».
Мезозойская эратема
Мезозойская эратема является основным предметом исследований и
включает в себя отложения юрской и меловой систем.
24
Юрская система.
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах
складчатого фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним,
средним и верхним.
Нижний отдел.
Плинсбахский+тоарский+ааленский ярусы.
Нижнеюрские отложения в объеме плинсбахского и тоарского ярусов, а
также нижней части ааленского, объединены в котухтинскую свиту.
Котухтинская свита представлена породами преимущественно алевритоглинистого
состава
с
пачками
песчаных
пород,
по
генезису
субконтинентальных. Подразделяется на две подсвиты, которые имеют
двучленное строение. Нижние пачки подсвит, преимущественно песчаного
состава. Песчаники серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые,
слюдистые, крепко сцементированные с тонкими прослоями и линзами
глинистого материала, за счёт которых порода приобретает горизонтальную
слоистость.
Цемент
глинистый,
карбонатно-глинистый.
Встречаются
неокатанные обломки гравелитов и конгломератов . Верхние пачки –
алеврито-глинистые.
Мощность свиты зависит от палеорельефа фундамента, изменяясь от
100-150м на поднятиях до 250-300м в прогибах.
Средний отдел.
Ааленский+ байосский+батский ярусы.
Отложения
среднего
отдела
объединены
в
тюменскую
свиту,
залегающую без видимого несогласия на нижележащих и вскрытую на
25
полную толщину в ближайшей скважине 230П Дружного месторождения.
Верхняя часть свиты вскрыта скважиной 188П Свободного участка.
Тюменская свита литологически представлена, по данным каротажа и
керна, ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов по
регрессивно–трансгрессивной схеме. В целом отложения представлены
прибрежно–морскими
и
субконтинентальными
фациями
с
преимущественным опесчаниванием вверх по разрезу.
Песчаники серые, светло-серые, плотные, слюдистые, мелкозернистые,
крепко сцементированные, с тонкими прослоями и линзами глинистого
материала за счёт которых порода приобретает горизонтальную и
линзовидную слоистость, цемент глинисто-карбонатный. Излом на сколе
керна неровный, полураковистый. Песчаники содержат большое количество
органики
и
пирита.
крепкосцементированные,
Алевролиты
слюдистые,
с
серые,
тонкозернистые,
включениями
обугленных
растительных остатков, излом неровный. Аргиллиты серые, тёмно-серые,
хорошо отмученные, и часто алевритистые, раскалываются на плитки с
ровной и полураковистой поверхностью, слюдистые. По напластованию
отмечаются скопления углистого детрита. Глинистые и песчано-алевритовые
прослои отложений тюменской свиты не выдержаны как по разрезу, так и по
простиранию. Обычно они быстро взаимно замещают друг друга.
К кровле тюменской свиты приурочен отражающий горизонт «Т».
Толщина свиты составляет 350 м .
Верхний отдел.
Отложения
верхнего
отдела
юрской
системы
распространены
повсеместно и залегают согласно на среднеюрских отложениях. В составе
верхнеюрских отложений по характерному литологическому составу,
выделены снизу вверх 3 свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.
26
Келловейский + оксфордский ярусы
Васюганская свита представлена отложениями морского генезиса и по
литологическому
составу
разделяется
на
две
подсвиты:
нижнюю,
преимущественно глинистую и верхнюю - алевролито-песчаную.
Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами
тёмно-серыми, плотными. Отмечается тонкая линзовидная слоистость за счёт
слойков и линз серого алевролита. Встречаются включения пирита,
прослойки сидерита, обломки и отпечатки фауны и тонкие прослои
битуминозных глин.
Верхняя
подсвита
сложена
песчаниками
и
алевролитами
с
подчиненными прослоями аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые с
зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистые, плотные, с прослойками
аргиллита, слюдистые, на глинистом цементе, массивные и горизонтально
слоистые за счёт намывов органики и слюды. Встречаются включения
обуглившихся
растительных
остатков
и
органического
материала.
Алевролиты светло-серые, слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита, за
счёт которых породы имеют волнистую и косую слоистость, излом не
ровный. Отмечается обильное количество раковин пелеципод и белемнитов.
Аргиллиты
светло
серые,
тёмно-серые,
с
коричневатым
оттенком,
слюдистые, тонкоотмученные, с неровным полураковистым изломом,
содержат пирит, отдельные обломки тонкостенных пелеципод.
Толщина верхней подсвиты 40-60 м. Отложения васюганской свиты
вскрыты большинством скважин, её общая толщина составляет 60-80 м.
Оксфордский + киммериджский+волжский ярусы.
Георгиевская свита. Морские отложения георгиевской свиты резко
трансгрессивно перекрывают отложения васюганской и литологически
представлены аргиллитами темно-серыми до черных зеленоватым оттенком
27
за счет глауконита, с желваками и вкраплениями пирита. Породы плотные,
участками сильно известковистые, переходящие в глинистые известняки, с
тонкими прослоями битуминозных разностей. Слоистость наклонная,
разнонаправленная за счет тонких намывов глинисто-углистого материала.
Отложения охарактеризованы богатым комплексом фауны двустворок,
фораминифер
киммериджского
возраста,
многочисленны
ростры
белемнитов.
Отложения георгиевской свиты имеют повсеместное распространение,
толщина отложений колеблется от 2 м до 6 м.
Волжский+берриасский ярусы.
Баженовская свита. Отложения баженовской свиты венчают разрез
юрского
возраста
и
согласно
георгиевской
свиты.
Свита
аргиллитами
черно-бурыми,
залегают
представлена
черными,
на
нижележащих
морскими
породах
образованиями,
битуминозными,
плитчатыми,
участками массивными с тонкими прослоями известняков. Для отложений
свиты, характерен рассеянный глауконит и пирит в виде кристаллов,
глобулей и псевдоморфоз по органическим остаткам. Отложения свиты,
обогащены фаунистическими остатками-рострами белемнитов, раковинами
аммонитов и пелицепод.
Повсеместное распространение отложений баженовской свиты, и
относительная выдержанность их литологического состава позволяет
рассматривать его как региональный репер, к которому приурочен
отражающий горизонт «Б», толщина отложений колеблется от 15 м до 25 м.
Общая
толщина
отложений
верхнего
изменяется от 80 м до 110 м.
28
отдела
юрской
системы
Меловая система.
Отложения меловой системы распространены повсеместно и залегают
согласно на нижележащих юрских отложениях. Общая толщина меловой
системы колеблется от 1900 м до 1950 м. Система представлена двумя
отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел включает в себя породы мегионской, ванденской,
алымской и нижней части покурской свит. Верхний отдел сложен породами
верхней части покурской, кузнецовской и ганькинской свит.
Нижний отдел.
Берриаcский+валанжинский+готеривский+барремский ярусы.
Мегионская
свита
залегает
в
основании
нижнего
отдела
и
стратиграфически охватывает берриасский и нижнюю часть валанжинского
яруса.
Мегионская
свита
имеет
двучленное
строение:
нижняя
(подачимовская) преимущественно глинистая и верхняя (ачимовская) –
песчано-алевролито-глинистого состава.
В составе подачимовской толщи выделяются темно-серые почти
черные аргиллиты, плотные, массивные, прослоями битуминозные, с фауной
аммонитов, пелеципод, фораминифер. Толщина составляет 8-25 м. Пачка
залегает на нижележащих без видимого углового и стратиграфического
несогласия, имеет практически повсеместное распространение по всему
Широтному Приобью.
Выше
по
разрезу
залегает
ачимовская
толща,
представленная
переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, морского генезиса.
Песчаники серые, мелкозернистые, алевритовые. Аргиллиты серые, темносерые, иногда с голубоватым оттенком, плотные, кварц-полевошпатовые,
слабо отсортированные, горизонтально и наклонно-слоистые, на глинистом и
карбонатно-глинистом
цементе.
Алевролиты
29
преимущественно
гидрослюдистые, с примесью хлорита, мелкоалевритового материала кварцполевошпатового состава, с растительным детритом, зернами пирита.
В целом, ачимовская толща образует сложное клиноформное тело с
общим падением слоев на северо-запад. Толщина мегионской свиты
изменяется от 80 до 90 м.
Ванденская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и
верхнюю. Нижняя подсвита представлена тремя пачками.
Первая пачка характеризуется наличием темно-серых, до черных
аргиллитов, часто с зеленоватым или голубоватым оттенком, однородных,
плотных. Подчиненное значение имеют песчаники и алевролиты. Песчаники
мелкозернистые, известковистые, глинистые. Характерно включение
детрита.
Вторая пачка в основном хорошо выдержана по толщине и
представлена темно-серыми аргиллитами и только верхняя часть пачки
включает в себя слюдисто-кварцевые алевролиты.
Третья пачка представлена чередованием аргиллитов и песчаников.. В
кровле залегает покачевско-савуйская пачка аргиллитов темно-серых почти
черных, однородных, плитчатых, плотных, являющаяся репером для данной
территории.
В нижней подсвите выделяется регионально выдержанная пачка
урьевских глин, а кровлю подсвиты венчает региональный репер –
покачевская пачка, сложенная аргиллитоподобными глинами.
Верхняя
подсвита
представлена
переслаиванием
песчаников,
алевролитов и аргиллитов. Характерны частые включения обугленного
растительного детрита игольчатой структуры.
Общая толщина ванденской свиты на Южно-Ярком участке 800-820 м.
30
Аптский+альбский ярусы.
Алымская свита. Отложения свиты распространены повсеместно и
залегают согласно на отложениях ванденской свиты. Нижняя часть свиты
представлена переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники и
алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, слюдистые, от рыхлых до
крепкосцементированных, цемент известково-глинистый. Перекрывает их
кошайская пачка глин, являющаяся региональным репером. Глины темносерые, почти черные, аргиллитоподобные, тонкоотмученные. К кровле пачки
приурочен отражающий горизонт «М». Отложения свиты накапливались
преимущественно в мелководно-морских условиях.
Общая толщина свиты от 100 до 150 м.
Покурская свита завершает разрез нижнемеловых отложений, сложена
переслаиванием алевритистых глин, песчаников и алевролитов.Отложения
свиты характеризуются высокой фациальной изменчивостью. Пласты и
пачки песчаных и глинистых пород не выдержаны по простиранию и по
вертикальному разрезу. Для них характерен обуглившийся растительный
детрит. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, от
рыхлых до средне- и крепкосцементированных, аркозовые. Глины тёмносерые, до чёрных, алевритистые, песчаные.
Толщина покурской свиты составляет 640-780м, из них к нижнему
мелу порядка 350 м.
Верхний отдел.
Верхний отдел меловой системы представлен верхами покурской
свиты и отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
31
Сеноманский ярус.
Сеноманский ярус представлен верхами покурской свиты. Верхняя
часть покурской свиты преимущественно сложена светло-серыми и серыми
песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями серых и
зеленовато-серых, уплотненных глин. Песчаники и алевролиты от мелко до
крупнозернистых, от слабо сцементированных до рыхлых, содержит
обильный растительный детрит, обломки бурой и обугленной древесины.
Песчаники слоистые, слоистость часто подчеркивается намывами слюды по
плоскостям напластования. По всему разрезу свиты встречаются прослои
мергелей, глинистых известняков. К кровле покурской свиты приурочен
отражающий горизонт «Г».
Общая толщина отложений сеноманского возраста достигает 450 м.
Туронский ярус.
Туронский ярус выделен в объеме кузнецовской свиты.
Кузнецовская свита имеет распространение практически по всей
территории Западно-Сибирской плиты. Породы свиты вскрыты на глубинах
1090-1110 м.
Разрез
сложен
глинистыми
черными
однородными
иногда
битуминозными слабо известковистыми, сильно уплотненными массивными
глинами, встречаются алевролиты глауконитовые с пиритизированными
растительными остатками.
Толщина пород от 20 до 25 м.
32
Коньякский+сантонский+компанский ярусы.
Берёзовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и
верхнюю.
Нижняя подсвита сложена голубовато-серыми опоками и темносерыми глинами монтмориллонитового состава, прослой песчаников и
алевролитов.
Верхняя подсвита представлена толщей серо-зеленых однородных,
слабо алевролитистых глин, с редкими зернами глауконита, с конкрециями
пирита и сидерита.
Толщина свиты от 130 до 160 м. С кровлей свиты отождествляется
сейсмический горизонт «С», а с подошвой верхнеберезовской подсвиты –
горизонт – «С1».
Компанский+маастрихский+датский ярусы.
Ганькинская свита. Осадки свиты завершают разрез меловой системы.
Разрез свиты сложен глинами, серыми, зелено-серыми, известковистыми, с
прослоями
известковых
алевролитов,
мергелей
с
редкими
зернами
глауконита, конкрециями сидерита. Встречаются растительные остатки и
фауна фораминифер.
Толщина осадков 130-155 м.
33
Кайнозойская эратема.
Палеогеновая система.
Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и
представлены морскими осадками палеоцена, эоцена и континентальными
отложениями олигоцена.
В составе палеогеновой системы выделяются отложения талицкой,
люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и журавской свит.
Палеоценовый отдел.
Нижний+верхний ярусы.
Палеоцен
выделен
в
объёме
талицкой
свиты,
которая
имеет
повсеместное распространение.
Талицкая свита представлена темно-серыми глинами, плотными с
присыпками и линзами алеврита, песчанистые, кремнистые, иногда с
прослоями кварц-глауконитового песчаника. Встречаются прослои кварцполевошпатового песчаника.
Толщина осадков свиты составляет от 100 до 140 м.
Эоценовый отдел.
Нижний+средний+верхний ярусы.
Отдел эоцена делится на три яруса нижний, средний и верхний,
включая в себя люлинворскую и нижнюю часть тавдинской свит.
Люлинворская свита. Нижняя часть свиты представлена опоковидными
глинами серыми, светло-серыми опоками и аргиллитами. Средняя часть сложена в основном светлыми диатомовыми глинами с включениями опок.
Верхняя часть представлена светло зеленовато-серыми глинами, плотными
жирными, с присыпками глинистых алевролитов.
34
Общая толщина свиты достигает 200 м.
Олигоценовый отдел.
Олигоцен стратиграфически делится на три яруса: нижний, средний и
верхний, которые включают в себя тавдинскую, атлымскую, новомихайловскую
и журавскую свиты.
Тавдинская свита представлена верхним ярусом эоценового отдела и
нижним ярусом олигоценового отдела. Пески тавдинской свиты разделяют ее
от люлинворской свиты. Пески серовато-зеленые, серые изредка с прослоями
зеленых и бурых глин, бурых углей. В основном, свита представлена
морскими глинами зеленоватого цвета, пластичными, слюдистыми с
включениями песчано-алевритового материала. Изредка с прослоями бурых
углей. Встречаются включения пирита, сидерита и марказита.
Общая толщина свиты составляет 160 м.
Атлымская свита венчает нижний ярус олигоценового отдела и
залегает на глинах тавдинской свиты. Осадки атлымской свиты представлены
кварцевыми песками разнозернистыми с прослоями песчано-алевролитовых
глин. Пески светло-серые, мелко- и разнозернистые, каолинизированные, с
прослоями глин и лигнитизированной древесины; с многочисленными,
рассеянными по разрезу гальками изверженных пород. Встречаются обрывки
растений, обугленной древесины, конкреции сидерита.
Толщина отложений достигает 100 м.
Новомихайловская свита представлена средним ярусом олигоценового
отдела. Осадки данной свиты представлены серыми, коричневато-серыми,
зеленовато-серыми глинами, песками и алевролитами полевошпатовокварцевого состава.
В отложениях свиты встречается углистый детрит, лигнитизированная
древесина.
Толщина свиты составляет 100 м.
35
Журавская свита представлена верхним ярусом олигоценового отдела,
сложена зеленовато-серыми, зеленоватыми песками и алевритами кварцевого
состава с включением зерен глауконита. В разрезе свиты встречаются
прослои диатомита и глин. Также встречаются остатки древесины, фауны
пресноводных моллюсков, диатомовых водорослей.
Толщина отложений достигает 80 м.
Неогеновая система.
Представлена миоценовым отделом.
Миоценовый отдел.
Представлен отложениями абросимовской свиты.
Абросимовская свита.
Сложена
серыми,
светло-серыми,
буроватыми
глинами,
полимиктовыми песками и алевритами с прослоями бурых углей и лигнитов,
с включениями углистой древесины, отпечатками флоры.
Толщина свиты в пределах Нижневартовского района до 50м.
Четвертичная система.
Четвертичные отложения в виде сплошного чехла покрывают почти
всю территорию Среднего Приобья, залегая несогласно на неогеновых
отложениях
четвертичной
и
представлены
системы
плейстоценовым
представлены
отделом.
аллювиальными
Отложения
и
озерно-
аллювиальными песками, супесями, суглинками, глинами и торфом.
36
Встречаются
растительные
остатки
корневой
системы
современного
времени.
Толщина составляет 15-30 м.
2.2. Тектоника и история развития.
Южно-Яркое месторождение находится в центральной части ЗападноСибирской плиты (ЗСП), где выделяется доюрское «основание» и осадочный
чехол, состоящий из отложений мезозойско-кайнозойского возраста.
Геологический разрез района представлен породами складчатого
консолидированного
фундамента,
эффузивно-осадочными,
осадочными
пермо-триасовыми породами и мезозойско-кайнозойским платформенным
чехлом.
Нижний структурный этаж - складчатый фундамент сформировался в
палеозое и представлен сильно дислоцированными и метаморфизованными
породами. В пределах рассматриваемого участка фундамент залегает на
глубинах 3,5-4,0 тыс.м и пробуренными скважинами не вскрыт.
Представление о геологическом строении фундамента базируется на
данных региональных исследований. Предполагается, что породы
фундамента представлены метаморфическими образованиями среднего
палеозоя, исходя из того, что возраст консолидации фундамента герцинский.
И.И. Нестеров и др. исследователи придерживаются точки зрения о
байкальском и более древнем возрасте консолидации фундамента, и с этих
позиций фундамент должен быть сложен докембрийскими образованиями.
Отложения промежуточного комплекса развиты в погруженных зонах
фундамента, выклиниваясь к сводам крупных поднятий, их мощность
достигает до двух километров.
37
Отдельными скважинами соседних площадей (105Р – БольшеКотухтинской, 182Р – Ватьеганской – Нижневартовского района; 52П и 158П
- Южно-Ягунскими – Сургутского свода) вскрыта только кровельная часть
этих образований, мощностью не более 200 м. Вскрытые породы
представлены эффузивами кислого состава и лавобрекчиями. В скв. 52П –
Южно-Ягунской площади на глубине 3270 м вскрыты породы,
представленные зеленоватыми и вишнево-буроватыми миндалевиднокаменными диабазовыми порфиритами тампейской серии триаса. В
ближайшей к участку скважине 150П Западно-Котухтинской вскрыто около
200 м доюрских отложений, керном охарактеризована кровля (8,0 м),
представленная туфами вулканическими, светло-серыми с зеленоватым
оттенком, с включениями зеленых минералов прозрачного кварца и белого
альбита, и вулканической брекчией, грубообломочной. Предполагаемый
возраст – триас.
Верхний структурный этаж сложен мощной толщей мезозойскокайнозойских осадочных образований, формировавшихся в условиях
длительного и устойчивого прогибания плиты. Он характеризуется слабой
дислоцированностью и практически полным отсутствием метаморфизма
пород. Этот этаж наиболее полно изучен как геофизическими методами, так
и бурением. Все известные месторождения нефти в районе приурочены к
верхнему осадочному комплексу.
. Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского
платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (под ред.В.И.
Шпильмана, 1998г.) территория Южно-Яркого месторождений находится в
пределах западной части Северо-Вартовской мегатеррасы (структура I
порядка), в месте сочленения Западно-Котухтинской моноклинали и
выинтойского прогиба (структуры II порядка). На севере граничит с
Выинтойским прогибом. (рис. 2.1)
38
Структурная карта по отражающему горизонту А отображает
структурный план кровли доюрского основания, который исследован, в
основном, сейсмическими методами различных модификаций (граф. 3).
Кровля фундамента представляет собой сложно построенную
поверхность с небольшим количеством локальных структур, нарушенную
многочисленными разломами различного направления. Рельеф
вышележащих пластов напрямую зависит от формы залегания доюрских
пород.
В центральной части Южно-Яркого ЛУ выявлена северная структура.
Она имеет изометричную форму в целом меридионального простирания. Ее
размеры по изогипсе
-3720 м 4,0х0,6-1,7 км, амплитуда менее 10 м.
В южной части ЛУ выявлена южная структура. Она имеет форму
брахиантиклинальной складки меридионального простирания. Ее размеры по
изогипсе -3760м 3,6х2,7 км, амплитуда менее 10 м.
39
В северной части Южно-Яркого ЛУ закартировано поднятие в виде
брахиантиклинали северо-западного простирания. Его размеры по изогипсе 3750 м 1,6х1,1 км, амплитуда менее 10 м.
К востоку от него, на территории Западно-Котухтинского ЛУ
закартирована Ново-Сетейская структура. Она имеет вид брахиантиклинали
северо-западного простирания с размерами по изогипсе -3780 м 2,7х1,5 км,
амплитуда менее 10 м.
К северо-западу от нее выявлено поднятие в виде брахиантиклинали
северо-западного простирания с размерами по изогипсе -3780 м 2х1,2 км,
амплитуда менее 10 м.
В юго-Восточной части Новоортъягунского ЛУ закартировано
поднятие брахиантиклинальной формы субширотного простирания с
размерами по изогипсе -3730 м 0,8х0,5 км.
На территории Восточно-Грибного ЛУ, в северной его части,
закартировано поднятие брахиантиклинальной формы северо-западного
простирания с размерами по изогипсе -3690 м 1,7х0,9 км и амплитудой менее
10 м.
К востоку от него закартировано поднятие куполовидной формы с
размерами по изогипсе -3710 м 1,5х1,0 км, амплитуда менее 10 м.
В северной части Свободного ЛУ выявлено поднятие в виде
брахиантиклинали северо-восточного простирания с размерами по изогипсе 3740 м 2,1х1,2 км, амплитуда 10 м.
Структурная карта по отражающему горизонту Т отображает
поверхность кровли тюменской свиты. Наблюдается общая
40
унаследованность структур вверх по разрезу. Перепад высот составляет 175
м (Граф. 4).
Северная и южная структуры Южно-Яркого месторождения
объединены в единое поднятие изометричной формы субмеридионального
простирания. Его размеры по изогипсе -2900 м 11,5х1,9-4,5 км, амплитуда 30
м. В северной части поднятие осложнено складкой изометричной формы с
размерами по изогипсе -2890 м 5х0,6-2,7 км, амплитуда более 10 м.
Ново-Сетейская структура представлена брахиантиклинальной
складкой субмеридионального простирания с размерами по изогипсе -2960 м
2,4х1,4 км, амплитуда менее 10 м.
Поднятие в северной части Восточно-Грибного ЛУ выглядит как
брахиантиклиналь северо-западного простирания с размерами по изогипсе 2830 м 0,9х0,7 км, амплитуда менее 10 м.
Поднятие в северной части Свободного ЛУ закартировано как купол с
размерами по изогипсе -2880 м 1,9х1,6 км, амплитуда менее 10 м.
Структурная карта по отражающему горизонту Ю1 отображает
структурную поверхность по стратиграфической кровле пласта ЮВ1.
Происходит постепенное выполаживание структур вверх по разрезу. Перепад
высот составляет 170 м (Граф. 5).
Северная и южная структуры Южно-Яркого месторождения попрежнему объединены в единое поднятие.. Единое поднятие имеет
изометричную форму, вытянутую в северном направлении. Его размеры по
изогипсе -2830 м 12,0х2,3-4,5 км, амплитуда 30 м. В районе Южной
структуры осложнено брахиантиклиналью меридионального простирания с
размерами по изогипсе -2820 м 3,2х1,7 км и амплитудой менее 10 м.
41
Ново-Сетейская структура закартирована как купол с размерами по
изогипсе -2890 м 2,3х2 км и амплитудой 10 м.
В восточной части Новоортъягунского ЛУ закартировано поднятие
брахиантиклинальной формы северо-восточного простирания с размерами по
изогипсе -2800 м 1,х0,6 км и амплитудой менее 10 м.
В р-не скв. 183П Восточно-Грибного ЛУ закартировано поднятие
брахиантиклинальной формы северо-западного простирания с размерами по
изогипсе -2770 м 1,7х1 км и амплитудой 10 м.
К северо-востоку от него выявлено малоамплитудное поднятие
брахиантиклинальной формы северо-западного простирания с размерами по
изогипсе -2790 м 1,2х0,8 км.
Поднятие в северной части Свободного ЛУ представляет собой
брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами по изогипсе -2800
м 2,2х1,4 км и амплитудой менее 10 м.
Структурная карта по отражающему горизонту Б отображает
структурную поверхность баженовских глин. Перепад высот в пределах
месторождения составляет 135 м (Граф. 6).
Северная и южная структуры объединены единым поднятием линейной
формы субмеридионального простирания. Его размеры по изогипсе -2800 м
11,2х1,8-4,5 км, амплитуда 20 м. Поднятие осложнено в южной части
линейной складкой меридионального простирания. Ее размеры по изогипсе 2790 м 2,7х1,1 км, амплитуда менее 5 м.
Ново-Сетейская структура выглядит в форме купола с размерами по
изогипсе -2880 м 2,3х1,8 км, амплитуда менее 10 м.
42
Поднятие в р-не скв. 183П Восточно-Грибного ЛУ закартировано как
брахиантиклиналь северо-западного простирания с размерами по изогипсе 2740 м 1,1х0,7 км и амплитудой 5 м.
Поднятие в северной части Свободного ЛУ выглядит как
малоамплитудный купол с размерами по изогипсе -2780 м 2,1х1,3 км.
Структурная карта по отражающему горизонту М отображает
структурную поверхность по подошве кошайской пачки глин. Перепад высот
составляет 115 м . (Граф. 7).
Происходит еще большее выполаживание всех структур с
уменьшением их размеров и амплитуд.
По данному отражающему горизонту прослеживается только северная
структура месторождения. Она выглядит как куполовидное поднятие с
размерами по изогипсе -1820 м 6,8х2,2-4,1 км, амплитуда 10 м.
К востоку от нее выявлено поднятие в виде брахиантиклинали
меридионального простирания с размерами по изогипсе -1830 м 1,9х1 км.
К северо-западу от северной структуры закартировано поднятие в виде
брахиантиклинали субмеридионального простирания с размерами по
изогипсе -1820 м 3,8х2 км и амплитудой менее 10 м.
Морфологическая характеристика структур приведена в таблице 2.
43
Таблица 2.
ПоНазвание
структур
Отра-
следняя
жающий
замк-
горизонт
нутая
Размеры, км
Ампли-
Площадь,
х км
туда, м
км2
4,0х0,6-1,7
<10
4,4
изогипса
А
-3720
Т
Северная
Южная
В составе южной структуры
Ю1
-2830
12,0х2,3-4,5
30
38,3
Б
-2800
11,2х1,8-4,5
20
31
М
-1820
6,8х2,2-4,1
10
19,2
А
-3760
3,6х2,7
<10
6,8
Т
-2900
11,5х1,9-4,5
30
34,6
Ю1
В составе северной структуры
Б
В составе северной структуры
М
-
-
-
-
А
-3780
2,7х1,5
<10
3,4
Ново-
Т
-2960
2,4х1,4
<10
2,71
Сетейская
Ю1
-2890
2,3х2
10
3,33
Б
-2880
2,3х1,8
10
2,9
44
2.3. Нефтегазоносность.
Южно-Яркая площадь находится в Нижневартовском нефтегазоносном
районе (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области (НГО). Участок
расположен среди открытых месторождений Грибного, Свободного, ЗападноКотухтинского, Новоортъягунского и др.
На территории Южно-Яркой площади установлены следующие
нефтегазоносные комплексы : нижне-среднеюрский НГК , верхнеюрский
НГК , верхнеберриас-нижневаланжинский НГК , верхневаланжинский НГК.
Промышленная нефтеносность на территории Южно-Яркой площади
установлена в верхнеюрском нефтегазоносном комплексе.
Нижне-Среднеюрский НГК.
Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен
преимущественно континентальными отложениями тюменской и
котухтинской свит, коллектора которых отличаются резкой литологофациальной изменчивостью. Перспективность коллекторов нижней юры
связана с базальными пластами ЮВ10-11, средние значения пористости
которых 13-15%, проницаемости 4-9 мД. Породы нижней юры в пределах
рассматриваемого участка бурением не вскрыты. Нефтеносность отложений
установлена на Западно-Котухтинской площади (ЮВ10).
В разрезе среднеюрского НГК нефтегазоносность связана с пластами
ЮВ2-ЮВ3. В Большекотухтинской скв. 105П получен приток нефти дебитом
3,5-4,0 м3/сут на уровне 1200 м. Нефтепроявления при испытании и поднятом
керне также отмечены в скважинах Южно-Ягунского, Холмогорского и
Ватьеганского месторождений. Из-за невысоких коллекторских свойств (Кп
– 13-15 %; Кпр – до 10 мД) должного внимания поиску залежей нефти в этих
отложениях уделено не было.
45
Верхнеюрский НГК.
Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает залежи нефти в
поровых коллекторах пласта ЮВ1, который является основным
продуктивным горизонтом в данном районе. Изученность этого комплекса
бурением и сейсморазведкой по ранее открытым соседним месторождениям
позволяет проследить полосовидные зоны глинизации пластов различной
протяженности и ширины. Но выявленные залежи, в основном, приурочены
по площади к приподнятым участкам.
Продуктивный пласт ЮВ11 на Южно-Ярком участке сложен
преимущественно песчано-алевритовыми породами с подчиненными
прослоями и линзами аргиллитов. Коллекторами являются песчаники
мелкозернистые, слюдистые, иногда слабоизвестковистые с высокими
фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость достигает 224 мД,
пористость 19 %. Коэффициент песчанистости в пределах залежей составил
0,54-0,93, увеличиваясь в северном направлении.
Промышленная нефтеносность установлена скв.178П и скв.179П,
пробуренными в северной и южной частях участка, которые явились
первооткрывательницами Южно-Яркого месторождений.
Северная залежь пласта ЮВ11 Южно-Яркого участка вскрыта двумя
скважинами: 18П и 178П на а.о. -2805,3 м и -2804,3 м соответственно (граф.
10). При испытании скв. 178П в интервале 2899,0-2902,5 м (а.о. -2804,32807,8 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 76,0 м3/сут на 8
мм штуцере. В скв. 18П из инт. 2900,0-2908,0 м (а.о. -2803,0-2811,0 м)
получен совместный водонефтяной приток: дебит нефти составил 26,1 м3/сут,
воды – 40,7 м3/сут при депрессии на пласт 13,1 МПа. Эффективные
нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 5 и 6 м. Пласт в
скважин178П по интерпретации ГИС продуктивен до подошвы. В скв. 18П
полученная вода имеет минерализацию 14,2 г/л (определена по замеренному
46
хлору 7100 мг/л), что сходно с характеристиками вышезалегающих
ачимовских вод. Вероятно, здесь имеет место переток. ВНК залежи проведен
на середине интервала между подошвой нефтенасыщенного коллектора в
скв. 178П (-2814 м) и кровлей коллектора водоносной скв. 177П (-2815 м) на
а.о. -2814,5 м. Залежь по типу пластовая, сводовая. В пределах принятого
ВНК залежь имеет размеры 5,8 х 2,5-3,3 км, высоту 10 м. Пластовое давление
в залежи 29,5 МПа, пластовая температура +880С.
Отложения пласта ЮВ11 Южной залежи вскрыты скв. 179П на а.о. 2816,7 м. При исследовании пласта в скважине получен фонтанирующий
нефтяной приток дебитом 44,2 м3/сут на 8 мм штуцере. Эффективная
нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 4,2 м. Пласт
нефтенасыщен до подошвы. ВНК залежи не вскрыт и принят условно по
нижнему нефтенасыщенному коллектору по ГИС в скв. 179П на а.о. -2822,0
м. Залежь по типу пластовая, сводовая. В пределах выявленного ВНК залежь
имеет размеры 1,5 х 2,7 км, высоту 7 м. Пластовое давление в залежи 29,8
МПа, пластовая температура +900С.
По данным ступенчатого разгазирования глубинных проб нефти
газосодержание составило 32 м3/т. Отмечается недонасыщенность нефти,
давление насыщения ниже пластового на 26 МПа. Плотность сепарированной
нефти составила 830 кг/м3.
По устьевым пробам нефть легкая по плотности (838 кг/м3),
парафиновая (1,56 %), сернистая (0,50%), малосмолистая (4,50 %).
Кинематическая вязкость при 200С изменяется от 6,01 (скв. 178П) до 9,02
м2/сек (скв. 18П). Выход светлых фракций до 3000С – 53,5-62,5 %,
молекулярный вес -165-197. Соли в составе не обнаружены.
Растворенный газ изучен по одной глубинной пробе (скв. 178П).
Содержание метана составило 77,942 %, этана – 10,475 %, пропана – 14,648
47
%. В составе углекислый газ не обнаружен, гелий, аргон, водород не
определялись.
Нефть пласта ЮВ11 Южной залежи охарактеризована одной
поверхностной и тремя глубинными пробами, отобранными в скв. 179П.
Газосодержание составляет 101 м3/т, плотность сепарированной нефти – 818,
пластовой – 736 кг/м3.
По физико-химическим свойствам нефть ближе к средней по плотности
(840 кг/м3), сернистая (0,52 %), парафиновая (1,67 %), малосмолистая (3,36
%). Вязкость при 200С составила 6,42 м2/сек, молекулярный вес – 188.
Содержание азота (0,07 %) незначительно.
По одной глубинной пробе растворенный газ – метановый (64,026 %).
Содержание этана – 11,184 %, пропана – 15,964 %, бутана – 5,146 %. Из
негорючих компонентов присутствует углекислый газ (1,240 %), азот (1,479
%).
На основании проведенных лабораторных исследований следует, что
нефть пласта ЮВ11 является, в основном, сернистой, малосмолистой,
парафинистой. Нефть относится к смешанному типу с преобладанием
метановых углеводородов. Растворенный в нефти газ обогащен высшими
гомологами метана.
Верхнеберриас-нижневаланжинский НГК.
Включает в себя отложения пород ачимовской толщи. Верхнеберриаснижневаланжинский комплекс представлен переслаиванием песчаноглинистых разностей, сформировавшихся у подножья шельфа за счет
сползания осадка по склону и подводных течений. Песчаники плохо
отсортированы, коллекторские свойства невысокие, меняются в пределах
небольших участков, как по вертикали, так и по латерали.
48
На Южно-Яркой площади пласты ачимовской толщи по результатам
испытания оказались непродуктивны. Промышленная нефтеносность этих
отложений установлена на Западно-Котухтинском и Ватьеганском
месторождениях.
Верхневаланжинский НГК.
Верхневаланжинский нефтегазоносный комплекс выделен в объёме
верхней части ванденской свиты и нижней части алымской свиты. Комплекс
представлен чередованием различной выдержанности песчаных и глинистых
пластов группы АВ и БВ. Промышленная продуктивность их доказана на
Ватьеганском, Южно-Ягунском, Дружном месторождениях, расположенных
в южном и западном направлениях от рассматриваемого участка.
Коллекторские свойства отложений высокие: пористость находится в
пределах 17-20 %, проницаемость достигает 200 мД.
Эффективные толщины по залежам изменяются от 4 до 15 м, дебиты
нефти – от незначительных до фонтанных. Промышленная нефтеносность
непосредственно на Ярком участке не установлена.
2.4. Гидрогеологические условия.
По региональному районированию Южно-Яркая площадь
располагается в центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного
мегабассейна. Мегабассейн приурочен к огромной асимметричной впадине,
заполненной песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского
возраста толщиной 3-3,5 км в центральных районах и 4-7 км в более в
северных. Поверхность фундамента погружается от бортов ЗападноСибирской плиты к ее центральным и северным районам, причем
погружение происходит как плавно, так и в виде уступов.
 Изучением
гидрогеологии
Западно-Сибирского
49
мегабассейна
занимались
М.С.Гуревич, Б.Ф.Маврицкий, А.А.Розин, Н.М.Кругликов,
В.А.Нуднер, Г.П.Богомяков, Б.П.Ставицкий, Ю.Г.Зимин, В.М.Матусевич.
Все названные авторы на территории Западно-Сибирской равнины выделяли
одноименный
гидрогеологический
артезианский
бассейн.
Его
разрез
представлен двумя гидрогеологическими этажами, разделенными мощной
толщей глин олигоцен-туронской трансгрессии. Верхний этаж составляют
два гидрогеологических комплекса: олигоцен-четвертичный и туронэоценовый.
В
нижнем
гидрогеологическом
этаже
выделяют
шесть
гидрогеологических комплексов. К ним относятся палеозой-триасовый,
нижнесреднеюрский,
верхнеюрский,
верхнеберриас-нижневаланжинский,
верхневаланжинский, апт-сеноманский водоносный комплекс.
Нижний гидрогеологический этаж включает породы от фундамента до
меловых включительно и относится к зоне затруднительного водообмена. Он
надежно изолирован от воздействия поверхностных факторов и содержит
высокоминерализованные термальные подземные воды. Для вод характерна
повышенная концентрация микрокомпонентов, преимущественно метановый
состав газа и высокая газонасыщенность. Мощность этажа 2800 м.
Верхний гидрогеологический этаж (мощность 800 м) приурочен к
отложениям верхне-мелового (310 м), палеогенового (770 м) и четвертичного
возраста (30 м), характеризуется свободным, затрудненным, реже весьма
затрудненным водообменном. В его пределах развиты пресные и
слабосолоноватые воды. Растворенные газы преимущественно азотные и
метаново-азотные. Степень газонасыщенности вод невысокая. На режим
питания и циркуляции вод, наряду с геологическими факторами,
существенное влияние оказывают геоморфологические и климатические
условия.
Особенностью рассматриваемой площади является то, что выделяемые
в разрезе регионально выдержанные глинистые отложения турон-эоценового
50
возраста делят весь разрез чехла на два резко различных по своим
гидрогеологическим условиям этажа.
Континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста вместе с
глинистой толщей турон-эоценового возраста образуют верхний
гидрогеологический этаж (два гидрогеологических комплекса), который
относится к зоне активного водообмена.
Отложения нижних гидрогеологических комплексов (палеозойтриасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, верхнеберриаснижневаланжинский, верхневаланжинский, апт-сеноманский), слагают
нижний гидрогеологический этаж, характеризующийся весьма
затрудненным, иногда почти застойным режимом водообмена, повышенной
минерализацией вод.
На Южно-Ярком участке наиболее изучены воды верхнеюрского
гидрогеологического комплекса, для остальных водоносных комплексов
характеристика приводится по близлежащему Западно-Котухтинскому
месторождению.
Описание водоносных комплексов приводится сверху-вниз.
Олигоцен-четвертичный гидрогеологический комплекс представлен
песчаными и глинистыми породами палеогена (атлымская,
новомихайловская и туртасская свиты), и рыхлыми породами четвертичного
возраста. Общая мощность комплекса 350-400 м. Формирование комплекса
происходило в условиях свободного водообмена, избыточного увлажнения и
тесной связи подземных вод с поверхностными и атмосферными осадками.
По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в
пределах этого комплекса выделяются три гидрогеологических горизонта:
первый объединяет верхнеолигоценовые (журавская свита) и четвертичные
51
отложения, второй – отложения атлымской и новомихайловской свит, третий
– отложения тавдинской свиты.
Первый гидрогеологический горизонт олигоцен-четвертичного
гидрогеологического комплекса представлен отложениями грубозернистого
песка с включениями гравия, гальки, валунов, а также встречаются супеси,
глины и суглинки.
Подземные воды верхнеолигоцен-четвертичного гидрогеологического
горизонта заключены в песчаных отложениях журавской свиты, пойменной и
надпойменной террас и в озерно-аллювиальных отложениях. Толщина
горизонта изменяется от 20 до 70 м. Глубина залегания подошвы горизонта
от 45 до 95 м. В гидродинамическом отношении воды горизонта
безнапорные, иногда отмечается местный напор. Глубина залегания зеркала
грунтовых вод от 2 до 25 м. Водообильность различна: дебиты скважин
изменяются от 1,66 до 10 л/сек при понижениях динамического уровня до
3,4-10,79 м. Воды изучены при бурении скважин-колодцев, используемых
для водоснабжения во время бурения разведочных скважин на
месторождениях.
Питание подземных вод верхнеолигоцен-четвертичного
гидрогеологического горизонта осуществляется, в основном, за счет
инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка происходит в местную
гидросеть.
Характерной особенностью этой части разреза является наличие
сезонно и многолетнемерзлых пород, залегающих в районе на глубинах 170229 м.
Второй гидрогеологический горизонт в пределах новомихайловской
свиты представлен неравномерным чередованием серых глин с коричневатосерыми, серых песков и алевролитов полевошпатово-кварцевых. Много
включений углистого детрита и лигнитизированной древесины. В пределах
52
атлымской свиты горизонт представлен континентальными отложениями,
чередование песков, глин и лигнита. Пески светло-серые, коричневато-серые,
мелко- и разнозернистые, слюдистые, с прослоями глин, алевролитов, бурых
углей. Встречаются обрывки растений, древесины, конкреции сидерита.
Мощность горизонта 100 м. Атлым-новомихайловский гидрогеологический
горизонт в пределах рассматриваемого района имеет повсеместное
распространение. Литологически горизонт представлен переслаиванием
мелко- и разнозернистых песков, супесей, суглинков и глин. В разрезе
преобладают песчаные разности. Глубина залегания кровли горизонта
изменяется от 70-75 до 108-148 м. Наличие выдержанных водоупоров в
кровле горизонта обусловливает напорный характер подземных вод,
заключенных в нем.
Воды атлым-новомихайловского гидрогеологического горизонта
широко используются для централизованного водоснабжения городов
Сургут, Когалым, Ноябрьск и др.
Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды
четвертичных аллювиальных отложений, напрямую связанные с озерами и
речными системами. В качестве питьевых вод они могут употребляться лишь
при надежной санитарной очистке.
Третий гидрогеологический горизонт в отложениях тавдинской свиты
представлен морскими глинами зеленого цвета, слюдистыми с включениями
песчано-алевритового материала, с прослойками сидерита и глинистых
известняков. Кровля свиты вскрыта на глубине 260,0 м. Общая мощность
отложений 160 м. Воды высоконапорные. В скважинах, вскрывших
гидрогеологический горизонт, устанавливаются статические уровни 0-18 м.
Дебит скважин изменяется от 4,1 до 14,3 л/с при понижениях уровня 4,5-21
м.
53
Турон-эоценовый гидрогеологический комплекс объединяет отложения
турон-эоценового возраста (кузнецовская, березовская, ганькинская,
талицкая, люлинворская свиты, низы тавдинской свиты), представленные
преимущественно глинистыми породами. В гидрогеологическом отношении
комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие
водоносные комплексы от вышележащих. Мощность комплекса 730 м.
В разрезе комплекса отмечены маломощные песчано-алевритовые
прослои, гидрогеологические условия которых не изучены.
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представляет
собой мощную водонасыщенную толщу и развит в пределах всего ЗападноСибирского мегабассейна. Комплекс объединяет породы покурской свиты и
имеет хорошую гидродинамическую связь в пределах сравнительно больших
площадей и перекрывается регионально выдержанными турон-эоценовыми
глинами, которые являются надежным водоупором от воздействия зон
активного водообмена и поверхностных вод и выделяются в
самостоятельный гидрогеологический комплекс. В пределах покурской
свиты представлен переслаиванием пластов и пачек глинистых и песчаноалевритовых пород, с преобладанием последних. Песчаники серые, светлосерые, мелко- и среднезернистые. Глины темно-серые, до черных,
алевритистые, песчаные. В верхней части разреза встречаются мелкие зерна
янтаря, а также конкреции сидерита. Общая мощность достигает 780 м.
Глубина залегания кровли рассматриваемого комплекса 1100 м.
Песчаники комплекса характеризуются высокими коллекторскими
свойствами: пористость до 35%, проницаемость до 3 мкм2, высокой
водообильностью. Наиболее полно изучены воды этого комплекса на
Самотлорском месторождении, где получены фонтанные притоки воды
дебитом до 955 м3/сут. На Повховском месторождении на данный комплекс
пробурены эксплутационные водозаборные скважины, дебиты которых
варьируют от 1000 м3/сут до 2500 м3/сут.
54
Пластовое давление подземных вод закономерно изменяется с
глубиной и равно гидростатическому.
Гидрогеологический комплекс от нижележащих пород отделен
кошайской пачкой глин, являющейся региональным репером, мощностью 35
м.
Верхневаланжинский гидрогеологический комплекс включает в себя
отложения верхней части ванденской и нижней части алымской свит.
Комплекс имеет достаточно сложное строение – наряду с частым
чередованием песчаных и глинистых слоев характеризуется фациальной
изменчивостью пород, практически по всей площади бассейна. В пределах
алымской свиты представлен песчаниками и алевролитами серыми и светлосерыми, мелкозернистыми, полевошпатокварцевыми, слюдистыми, от
рыхлых до крепко сцементированных. В пределах верхней части ванденской
свиты представлен песчаными породами, светло-серыми, аркозовыми.
Цемент глинисто-карбонатный, песчаники крупнозернистые, алевролиты
серые, светло-серые, глинистые, изредка известковистые. Мощность
отложений комплекса 650 м. Глубина залегания кровли водоносного
комплекса 1900 м.
Верхнеберриас-нижневаланжинский гидрогеологический комплекс
включает в себя нижнюю часть ванденской и мегионскую свиты, которые
представлены чередованием песчаников и глин, с постепенным возрастанием
зеленоцветных прослоев вверх по разрезу. Песчаники серые, светло-серые,
слюдистые, полимиктовые, среднезернистые с глинисто-карбонатным
цементом. Глина темно-серая, плотная, слабослюдистая, слабоалевритистая.
К отложениям ванденской свиты на соседнем Западно-Котухтинском
месторождении приурочены продуктивные пласты Ач21, Ач31, Ач31.
Мощность отложений комплекса 350 м. Глубина залегания кровли
55
водоносного комплекса 2550 м.
На Южно-Яркой площади ачимовские отложения испытаны в скв. 15П
(инт. 2760-2790 м), 18П (инт. 2840-2851 м) и совместно с пластом ЮВ11 в скв.
19П (инт. 2805-2937 м). В результате получены притоки воды дебитами 1,136 м3/сут. Проанализировано три пробы отобранной воды, одна из которых
характеризует конкретно ачимовские отложения. Вода по составу
хлоркальциевого типа с минерализацией 18353 мг/л. Содержание ионов
натрия+калия 6260 мг/л, хлора 10602 мг/л, кальция 648 мг/л. Из
микрокомпонентов присутствуют: йод (1,376 мг/л), бром (12,84 мг/л),
кремнекислота (11 мг/л), фтор (0,95мг/л), нафтеновые кислоты (0,36 мг/л), РH
воды 7,55. Плотность пластовой воды 1,012 г/см3.
Данный гидрогеологический комплекс от пород нижележащего
гидрогеологического комплекса отделен толщей георгиевских глин и
битуминозных аргиллитов баженовской свиты мощностью 30 м.
Верхнеюрский гидрогеологический комплекс (водоносный комплекс
верхней части васюганской свиты). В пределах васюганской свиты комплекс
представлен: нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена
аргиллитами темно-серыми, плотными; верхняя подсвита сложена
песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллита, песчаники серые,
светло-серые с зеленоватым оттенком, алевролиты светло-серые, слюдистые,
встречаются включения растительных остатков. К отложениям васюганской
свиты Южно-Яркой площади приурочен продуктивный пласт ЮВ11.
Породы комплекса представлены песчано-алевритовыми разностями с
прослоями аргиллитов. Открытая пористость данного комплекса достигает
18%, проницаемость – 47,8 мД. Водообильность пород высокая. При
опробовании получены дебиты воды от 40,7 м3/сут при депрессии на пласт 13
МПа (скв. 18П Южно-Яркой площади, инт. 2900-2908 м) до 60,7 м3/сут при
56
∆Р=13,3 МПа (скв. 15П, инт. 2895-3004 м). Химический состав и физические
свойства пластовых вод юрского комплекса охарактеризованы одной пробой,
отобранной при испытании скв. 177П. Вода хлоркальциевого типа,
минерализация составила 22,3 г/л. Основные солеобразующие компоненты
представлены ионами хлора – 95 %-экв, натрия – 90 %-экв и кальция – 7 %экв. Содержание ионов калия, магния и NH4 достигло 1%-экв.
Микрокомпоненты йод, бром и бор содержатся в количестве 2,52 мг/л, 7,15
мг/л, 44,15 мг/л соответственно. Мощность отложений комплекса 80 м.
Глубина залегания кровли водоносного комплекса 2900 м.
Нижнесреднеюрский гидрогеологический комплекс. В пределах
тюменской свиты отложения комплекса представлены чередованием
песчано-глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, плотные,
слюдистые, мелкозернистые. Алевролиты серые, тонкозернистые, крепко
сцементированные, слюдистые с включениями обугленных растительных
остатков. Аргиллиты серые, светло-серые, хорошо отмученные. К
отложениям тюменской свиты приурочен пласт ЮВ2. Мощность комплекса
более 300 м. Глубина залегания кровли водоносного комплекса 2975 м.
Наиболее полно этот комплекс изучен на соседнем Повховском
месторождении нефти.
Палеозой-триасовый гидрогеологический комплекс охватывает породы
доюрских отложений: кору выветривания фундамента и образования
промежуточного структурного этажа.
2.5. Геокриологические условия.
Многолетнемерзлыми породами (М.М.П.) занято около половины
территории Западно-Сибирской низменности. На основе строения мерзлых
57
толщ по вертикали выделяются три основные мерзлотные зоны: северная,
центральная и южная.
Свободное месторождение приурочено к южной геокриологической
зоне, характеризующейся двухслойным строением (1-й слой современной
мерзлоты и 2-ой слой древней мерзлоты).
Многолетнемерзлые породы первого слоя, в основном, приурочены к
массивам торфяников. Характер их распространения прерывистый,
массивно-островной, островной, в виде отдельных линз и перелеток.
Отдельные острова и линзы М.М.П. встречаются также на интенсивно
выхолаживаемых участках с суглинисто-глинистыми грунтами с
маломощным мохоторфяным покровом и на участках с затененными
замшелыми лесами. Современный слой мерзлоты отсутствует под руслами
крупных рек и озер и часто прерывается на территории, занятой лесами с
лишайниковым покровом, особенно с глинисто-песчаными и песчаными
грунтами.
Кровля верхнего слоя мерзлоты (слоя современной мерзлоты)
обнаруживает четкую зависимость от поверхностных условий и
литологического состава грунтов.
Минимальная глубина залегания кровли М.М.П. соответствует
торфяникам, где она изменяется в пределах 0,4 – 0,8 до 1,2 м и соответствует
глубине слоя сезонного оттаивания грунтов.
На суглинисто-глинистых грунтах под затененными замшелыми
лесами глубина кровли М.М.П. достигает 0,9 – 1,3 м. Максимальные глубины
кровли свойственны пескам и составляют от 4 – 6 до 5 – 10 м, реже до 12 м.
Подошва слоя современной мерзлоты в большинстве случаев лежит на
глубинах 15 – 30 м с экстремальными значениями 50 – 80 м. Максимальные
глубины подошвы, а, следовательно, и толщина слоя М.М.П. на торфяниках
(20 – 30 до 50 м), минимальные - на участках с минеральными грунтами
58
(менее 10 – 20 м). Глубина сезонного промерзания и протаивания грунтов
обусловлена резкими колебаниями влажности отложений, температур и
амплитуд их колебаний на поверхности почвы.
Сезонное протаивание на торфяниках: до 0,6 – 0,7 м, а на оголенных
незатененных поверхностях торфяников протаивание увеличивается до 0,8 –
1,2 м. Глубина промерзания на торфяниках, как правило, превышает глубину
протаивания и составляет 0,6 – 0,8 м, увеличиваясь на оголенных участках.
Это приводит к новообразованию М.М.П.
На суглинисто-глинистых грунтах глубина протаивания достигает 0,9 –
1,3 м. На песках в основном наблюдается только промерзание: пески
промерзают обычно на глубину от 1,8 – 2 до 2,5 метров. Максимальная
глубина сезонного промерзания отмечается на сухих песках (гривы,
дренированные бровки и пр.) где она достигает 3 – 4 метров.
Слой древней мерзлоты (С.Д.М.) имеет прерывистое распространение.
Его отсутствие фиксируется под наиболее крупными речными долинами.
Подошва М.М.П. на Свободном, Ватьеганском, Когалымском,
Повховском месторождениях залегает на глубинах от 160 до 360 м.
Величина вскрытой толщины М.М.П. в Когалымском регионе
изменяется от 70 до 150 м, и охватывает отложения новомихайловской и
атлымской свит.
2.6. Полезные ископаемые.
Нефть .
На территорию Ханты-Мансийского автономного округа приходится
около 80% начальных потенциальных ресурсов нефти Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции. Около 90% площади округа приходится на
территории, перспективные в нефтегазоносном отношении.
Округ в настоящее время является одним из основных регионов, где
59
ведутся разведка и добыча углеводородного сырья; его вклад в годовую
добычу российской нефти в составляет свыше 57%.
Основные нефтегазовые месторождения Ханты-Мансийского
автономного округа расположены в широтном Приобье в подзонах северной
(южный склон Сибирских Увалов) и средней тайги (Сургутское полесье). На
территории округа по состоянию на 1.01.2003 года открыто 414
месторождений, из них 358 нефтяных, 22 газовых и газоконденсатных, 34
нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных. На начало 2005 года
в эксплуатации находилось 249 месторождений, на 50 из них добыча нефти
превысила 1 млн тонн в год. Около 40% запасов нефти на месторождениях
уже добыто.
Природный газ.
На территории автономного округа расположены крупные
месторождения газа: Березовское, Верхне-Колик-Еганское, Колик-Еганское,
Варьеганское, Лянторское, Федеровское, Ван-Еганское, Самотлорское,
Быстринское, Мамонтовское, Приобское и др. В этих месторождениях
сосредоточены 85,5% запасов свободного газа округа.
В пределах округа наиболее крупные скопления ПГ связаны с отложениями
угленосных и континентально-субугленосных формаций с высокими
содержаниями ОВ гумусового типа. В условиях Западной Сибири к такому
классу формаций относятся отложения сеномана и пата, с которыми связаны
крупнейшие и уникальные месторождения ПГГ (Уренгойское, Ямбургское,
Бованенковское, Харасавэйское и др.). В пределах региона крупных залежей
ПГГ не установлено. Большинство выявленных здесь скоплений ПГГ
приурочено к юрским отложениям и относится по размерам к классам
мелких и средних. Территория округа принадлежит к землям
преимущественно нефтеносности.
60
Твердые полезные ископаемые.
По комплексу полезных ископаемых, известных в настоящее время,
описываемый район идентичен промышленно развитым территориям Урала.
В округе известны рудопроявления и точки минерализации многих
полезных ископаемых. К зоне Платиноносного пояса и его обрамлению
приурочены проявления черных, цветных, редких металлов и других
полезных ископаемых.
В пределах округа известны проявления свинца, меди, серебра, золота и
других металлов, асбеста, многочисленные проявления и месторождения
горного хрусталя.
При поисково-съемочных работах в предыдущие годы выявлены
россыпные проявления золота многих долин водотоков Березовского района
округа. Разведаны россыпные месторождения золота Ярота-Шор, Нярта-Ю,
Хальмерью и Хобею.
Территория богата запасами строительных материалов (песчаногалечно-гравийная смесь, щебень, облицовочные камни).
Основные месторождения и проявления твердых полезных ископаемых
сосредоточены в пределах зоны выхода кристаллических пород восточного
склона Урала, имеющей в пределах Ханты-Мансийского автономного округа
ширину 20–45 км и протяженность до 450 км.
Из руд черных металлов (Fe, Mn, Cr, Ti, V) в пределах округа
собственные месторождения образуют железо и марганец. Руды железа
представлены скарново-магнетитовыми и апатито-сульфидно-титан-ванадиймагнетитовыми (волковский тип) формациями (Хорасюрский рудный узел,
Усыншорское проявление и др.).
Марганцевые руды в палеозойских образованиях пока не установлены,
но наиболее перспективным является марганцевое оруденение в
61
раннепалеогеновых отложениях (рудопроявление Яны-Нянь-Лох-Сос) с
ресурсами 200 млн тонн руды.
Руды легких металлов (Аl) представлены месторождениями и
проявлениями бокситов. В пределах округа выделены бокситоперспективные
районы: Северо-Сосьвинский, Ятринский, Хулгинский, а также
Турупьинская и Люльинская площадки.
Из руд цветных металлов (Cu, Pb, Zn, Ni, Sb) наиболее распространены
руды колчеданного типа медно-полиметаллической формации (Тыкотловская
и Яроташорская площадки, Малососьвинское, Маньинское, Леплинское
рудопроявления и др.). Основными компонентами являются медь, свинец,
цинк.
Руды редких металлов (Sn, W, Mo, Hg, Be, Li, Ta, Nb) представлены
месторождениями и рудопроявлениями (Ta-Nb) щелочной редкометалльнометасоматической (Турупьинская площадка) и редкометалльнометаморфической (участок Мань-Хамбо), а также W-Mo-Bi и W-Be
(месторождение Торговское, Малотурупьинский участок) формациями. Руды
благородных (Au, Pt, Ag) металлов представлены коренными
месторождениями и россыпями Ляпинского золотоносного района, а также
россыпями Северо-Сосьвинского рудного района.
Основным видом сопутствующих полезных ископаемых в районе работ
являются строительные материалы.
В настоящее время в Сургутском районе известно несколько, таких
месторождений: Калиновореченское месторождение песчано-гравийной
смеси расположено в 15 км к западу от г. Сургута.
Локосовское месторождение керамзитовых глин и кирпичных глин
расположено около восточной окраины села Локосово, на левом берегу р.
Оби, в 100 км к востоку от г. Сургута.
Из числа крупных месторождений – Черногорское по добыче песков и
62
Каменно-Мысовское - аглопоритовых глин. Небольшие месторождения
песчано-гравийной смеси: Белоярские I и II, Южно-Мотылинское
месторождение строительных песков, пригодных для отсыпки оснований
кустов скважин и подъездных дорог к ним.
В непосредственной близости от района работ на территории ЮжноЯгунского месторождения введено шесть песчаных карьеров,
предназначенных для разработки как гидромеханизированным, так и
открытым способом.
В междуречье Ингу-Ягун – Кирилл-Выс-Ягун, оконтурен участок
песчано-гравийной смеси пригодной для постановки разведочных и
эксплуатационных работ.
В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано 2
месторождения песка и одно – глин. Месторождение кирпичных глин
расположено в верховьях рек Пыря-Яха и Канта-Яха севернее оз. Пырялор.
Имеется большое число месторождений песка и песчано-гравийной
смеси в районе строительства г. Ноябрьска.
III. Прогнозно-методический раздел.
3.1.Цель и задачи проектируемых работ.
Основной целью выпускной квалификационной работы пласта ЮВ11
Южно-Яркого месторождений является обоснование доразведки, которая
предполагает уточнение геологического строения и перевод предварительно
оцененных запасов категории С2 в категорию С1.
При этом планируется решение следующих задач:
1. Анализ данных бурения скважин в пределах месторождения и на
соседних участках.
63
2. Анализ всех имеющихся сейсмических материалов, в том числе,
выполненные за последние несколько лет.
3. Выполнение комплекса геолого-геофизических исследований –
литологическое исследование керна и шлама, петрофизические
исследования, комплекс ГИС, геохимические исследования.
4. Построение схем корреляции продуктивных пластов верхнеюрских отложений.
5. Создание геологической модели месторождения - построение
геологических разрезов, структурной карты, карт пористости и
эффективных толщин продуктивного пласта ЮВ11 (васюганская
свита).
6. Выделение перспективного объекта.
7. Рекомендации по заложению разведочной скважины.
8. Бурение разведочной скважины.
9. Подсчет запасов.
3.2 Обоснование заложения разведочной скважины.
Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает залежи нефти в
поровых коллекторах пласта ЮВ1, который является основным
продуктивным горизонтом в данном районе. Изученность этого комплекса
бурением и сейсморазведкой по ранее открытым соседним месторождениям
позволяет проследить полосовидные зоны глинизации пластов различной
протяженности и ширины. Залежи приурочены к песчаным отложениям.
В нефтегазоносном отношении Южно-Яркая площадь находится в
Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) Среднеобской
нефтегазоносной области (НГО). Площадь расположена среди открытых
месторождений Грибного, Свободного, Западно-Котухтинского,
Новоортъягунского.
64
Промышленная нефтеносность на территории Свободного ЛУ
установлена в верхнеюрском нефтегазоносном комплексе. Продуктивный
пласт ЮВ11 на Свободном участке сложен преимущественно песчаноалевритовыми породами с подчиненными прослоями и линзами аргиллитов.
Коллектор пласта представлены песчаниками и алевролитами серыми с
бурым оттенком, средне- и мелкозернистыми, слюдистыми с неравномерной
нефтенасыщенностью, в нижней части – глинистыми слабоизвестковистыми.
В 1996 году в восточной части Свободного участка была пробурена
скв.188П, которая явилась первооткрывательницей Свободного
месторождения. Залежь пласта ЮВ11 вскрыта в скважине на глубине 2861,82873,8 м (а.о. -2775,2-2787,7 м). В начале 2011 года было решено пробурить
поисковую скважину 192П. По данным интерпретации ГИС залежь пласта
ЮВ11 вскрыта в интервале 2880,8-2899,9м (а.о.-2789,4), hэф=13,8м, hэф.н=7,9м.
Нефтеводонасыщенный коллектор сложен алевритистыми и глинистыми
песчаниками. ВНК залежи принят по подошве нефтенасыщения по ГИС на
а.о. -2798 м.
Продуктивный пласт ЮВ11 на Южно-Яркая площади сложен
преимущественно песчано-алевритовыми породами с подчиненными
прослоями и линзами аргиллитов. Коллекторами являются песчаники
мелкозернистые, слюдистые, иногда слабоизвестковистые с высокими
фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость достигает 224 мД,
пористость 19 %. Коэффициент песчанистости в пределах залежей составил
0,54-0,93, увеличиваясь в северном направлении.
Промышленная нефтеносность установлена скв.178П и скв.179П,
пробуренными в северной и южной частях участка, которые явились
первооткрывательницами Южно-Яркого месторождений.
Северная залежь пласта ЮВ11 Южно-Яркого участка вскрыта двумя
скважинами: 18П и 178П на а.о. -2805,3 м и -2804,3 м соответственно . При
испытании скв. 178П в интервале 2899,0-2902,5 м (а.о. -2804,3-2807,8 м)
65
получен фонтанирующий приток нефти дебитом 76,0 м3/сут на 8 мм штуцере.
В скв. 18П из инт. 2900,0-2908,0 м (а.о. -2803,0-2811,0 м) получен
совместный водонефтяной приток: дебит нефти составил 26,1 м3/сут, воды –
40,7 м3/сут при депрессии на пласт 13,1 МПа. Эффективные
нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 5 и 6 м. Пласт в
скважин178П по интерпретации ГИС продуктивен до подошвы. В скв. 18П
полученная вода имеет минерализацию 14,2 г/л (определена по замеренному
хлору 7100 мг/л), что сходно с характеристиками вышезалегающих
ачимовских вод. Вероятно, здесь имеет место переток. ВНК залежи проведен
на середине интервала между подошвой нефтенасыщенного коллектора в
скв. 178П (-2814 м) и кровлей коллектора водоносной скв. 177П (-2815 м) на
а.о. -2814,5 м. Залежь по типу пластовая, сводовая. В пределах принятого
ВНК залежь имеет размеры 5,8 х 2,5-3,3 км, высоту 10 м. Пластовое давление
в залежи 29,5 МПа, пластовая температура +880С.
Отложения пласта ЮВ11 южной залежи вскрыты скв. 179П на а.о. 2816,7 м. При исследовании пласта в скважине получен фонтанирующий
нефтяной приток дебитом 44,2 м3/сут на 8 мм штуцере. Эффективная
нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 4,2 м. Пласт
нефтенасыщен до подошвы. ВНК залежи не вскрыт и принят условно по
нижнему нефтенасыщенному коллектору по ГИС в скв. 179П на а.о. -2822,0
м. Залежь по типу пластовая, сводовая. В пределах выявленного ВНК залежь
имеет размеры 1,5 х 2,7 км, высоту 7 м. Пластовое давление в залежи 29,8
МПа, пластовая температура +900С.
Для уточнения геологического строения пласта ЮВ11 и перевода
запасов категории С2 в запасы категории С1 , проектом предусмотрено
бурение разведочной скважины 1П на расстоянии 1,8 км от скв. 179П ЮжноЯркого месторождения в своде перспективного объекта. Проектная глубина
2970 м.
66
3.3 Обоснование подсчётных параметров.
При подсчете запасов за основу построения залежи взят структурный
план по продуктивным отложениям пласта ЮВ11. При построении карт
изопахит использовался метод равномерной линейной интерполяции. Для
подсчета запасов использовался объемный метод.
Площадь залежи
Площадь залежи замерялась по картам изопахит нефтенасыщенных
толщин. Внешний контур нефтеносности залежи принимался за нулевую
изопахиту.
Результаты замеров и вычисление площадей приведены в таблице
подсчёта запасов.
Эффективные нефтенасыщенные толщины
Эффективная нефтенасыщенная толщина определялась по материалам
ГИС с учетом результатов опробования. Конечным результатом определения
эффективных толщин в скважине явилось построение карт эффективных
нефтенасыщенных толщин (граф.прил.10).
Выделение эффективных нефтенасыщенных толщин в разрезе продуктивных
отложений проводилось по комплексу промыслово-геофизических
исследований с использованием общепринятых методик.
Объём залежи
Объёмы нефтенасыщенных пород в залежи определялись суммированием
блоков, которые в свою очередь рассчитывались перемножением площади
блока на среднеарифметическое значение нефтенасыщенной толщины
данного блока. Значения объёмов также показаны в таблице подсчёта
запасов.
Коэффициент пористости
67
Коэффициент пористости для продуктивных отложений васюганской
свиты пласта ЮВ11 рассчитывался по материалам ГИС, проведенных в
скважинах залежи.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях тульского горизонта принят
средневзвешенный коэффициент пористости равный 0,21.
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности для продуктивных отложений
васюганской свиты пласта ЮВ11 также рассчитывался по материалам ГИС,
проведенных в скважинах залежи.
Для подсчёта запасов нефти в отложениях васюганской свиты принят
средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности равный 0,56.
Коэффициент перевода
Коэффициент перевода рассчитывался по общепринятой формуле
A=Q-1, где А - коэффициент перевода, Q – среднеарифметическое значение
коэффициента объёмного расширения нефти, определённое в анализах
пластовых проб.
К подсчёту запасов по залежи принят коэффициент перевода по
анализам глубинных проб тульской нефти, отобранных из скважин, равный
0,94.
Плотность нефти
К подсчёту запасов нефти по залежи васюганской свиты пласта ЮВ11
принято среднеарифметическое значение плотности сепарированной нефти
по анализам глубинных проб, отобранных из скважин залежи, равное 0,9
г/см3.
68
Газосодержание
Газосодержание определялось в лабораторных условиях по анализам
пластовых проб, отобранных из скважин Южно-Яркого месторождения.
Газосодержание васюганской свиты по пласту составило – 31,58 м3/сут.
Таблица 3.
Прирост запасов категории С1
Геол. запасы нефти, тыс.т
Газосодержание , М3/т
Геол.запасы газа млн.м3
0.94
0.9
606.9
0.35
212.4
31,58
19.16
6.7
ВНЗ
935
2.16
2012
0.21
0.56
0.94
0.9
200.9
0.35
70.3
31,58
6.34
2.22
25.5
8.92
Итог
о
2611
8128
807.8
282.7
В случае вскрытия проектной разведочной скважиной
нефтенасыщенного пласта ЮВ11 васюганской свиты произойдет увеличение
69
Извл.запасы газа , млн.м3
P, гр/см3
0.56
Извл.запасы
Ѳ, доли ед.
0.21
нефти, тыс.т
Кн., доли ед..
6116
Коэф.
Кп., доли ед
3.64
Изв., доли ед.
Объем пород , тыс.м3
1676
Среднеарифм.
S, тыс. м2
Нефтенасыщ. Толщина , м
зона
насыщения
ЧНЗ
прогнозных геологических и извлекаемых запасов категории С1, их величина
составит 807.8 и 282.7 тыс.т соответственно.
3.4. Комплекс геолого-геофизических исследований.
С целью изучения литологического состава и коллекторских свойств
пластов, выделения в разрезе нефтеносных и водоносных горизонтов
планируется провести комплекс геологических, геофизических и
гидрогеологических исследований.
3.5. Отбор керна и шлама.
Для изучения литологической характеристики пластов и физических
свойств пластов коллекторов, уточнения стратиграфических границ,
эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, положения ВНК, а
также для изучения подсчетных параметров в лабораториях проектируется
отбор керна. Интервалы отбора керна приведены в таблице 4. Отбор керна
предусматривается только в продуктивных интервалах с учетом изучения
покрывающих и подстилающих пород (3 м до кровли проницаемой части
пласта и 5 м ниже последнего проницаемого пропластка).
Отбор керна рекомендуется производить колонковыми снарядами
«Кембрий» и «Недра» для увеличения процента выноса керна. В сближенных
интервалах отбор керна рекомендуется выполнять снарядом «Security»,
который позволяет за один рейс отобрать 45 м.
70
Таблица 4.
Проектные интервалы отбора керна
№ скв.
Категория
Интервал отбора
Проходка
Индекс
керна
с керном
пласта
2897-2917
20
ЮВ11
III-IV
2965-2970
5
Забой
III-IV
пород по
сложности
1П
Всего:
25 м,
0.84%
Для изучения литологического строения разреза скважины проводится
отбор шлама через каждые 5 м проходки по всему стволу, а в продуктивных
интервалах через каждые 2 м.
Контрольный замер инструмента следует проводить перед отбором
керна и после достижения проектной глубины скважины.
Целью отбора керна в призабойной зоне является получение
информации о породе для наиболее качественного крепления ствола
скважины. Необходимость отбора забойного керна определяется
непосредственно заказчиком буровых работ, либо подрядной организацией.
3.6. Промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС)
В процессе бурения скважин требуется решения ряда технических
задач, связанных с особенностями геологического разреза . Эти задачи
решаются с помощью комплекса методов геофизических исследований в
скважинах (ГИС), основными задачами которых являются:
71
 литологическое
расчленение
пород,
выделение
покрышек
и
коллекторов и корреляция разреза;
 оценка характера насыщения коллекторов;
 определение подсчетных параметров по продуктивным горизонтам;
 контроль за техническим состоянием скважины;
 сопровождение и определение качества испытания скважины.
Комплекс ГИС используется в совокупности с другими методами
исследования (анализ керна, шлама, испытания скважин и другие).
Комплекс ГИС в проектируемой скважине соответствует
«Методическим рекомендациям по проектированию и проведению
геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения на
нефть и газ в Западной Сибири», утвержденным 20 марта 1996 года ЗападноСибирским отделением ЦКЗ нефть .
Комплексы ГИС, в зависимости от назначения подразделяются на
основные, расширенные и специальные.
Основными являются комплексы ГИС обязательные к проведению в
каждой поисково-разведочной скважине:
 Газовый каротаж
 Стандартный каротаж
 Инклинометрия
 Термометрия
 ОЦК электротермометром
 Акустическая цементометрия
 БКЗ+ПС+резистивиметрия
 Боковой микрокаротаж (БМК+МКв)
 Индукционный каротаж (ИК)
 Гамма-каротаж (ГК)
 Нейтрон-нейтронный каротаж (НКТ)
72
 Акустический каротаж (АК)
 Кавернометрия (профилеметрия) скважины (КВ, Пр)
 Гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П)
К расширенному комплексу относятся методы ГИС, составленные из
основного комплекса с привлечением дополнительных методов,
предназначенных для решения частных геологических и технических задач:
 Гамма-гамма цементометрия
 АКЦ методом реверберационных волн
 Боковой каротаж (БК)
 Гидродинамический каротаж (ГДК)
 Акустический каротаж широкополосный (АКШ)
 Волновой диэлектрический каротаж (ВДК)
 Ядерный магнитный каротаж (МНК)
Из расширенного комплекса методов ГИС планируется проводить
только АКШ.
Сведения о проектных комплексах ГИС приведены в таблице 5.
Для получения дополнительной информации в процессе бурения
скважин целесообразно применение станций геолого-технического контроля
(ГТИ).
К наиболее значимым по геологической информативности методам
ГТИ относятся:
 газовый каротаж;
 исследование по методике «приток-состав»;
 механический каротаж;
 замер температуры входящей и выходящей промывочной жидкости;
 исследования образцов шлама;
73
 регистрация параметров и объема бурового раствора до и после
выхода из скважины.
Таблица 5.
Проектируемый комплекс ГИС (на примере скважины 1П)
№п/п
Текущий
забой
Вид исследования
Масштаб
Интервалы
записи
исследования
1:500
0-750
-
1:500
0-750
-
1:500
0-2250
-
Примечания
Исследования
перед спуском
кондуктора.
1
750
Стандартный
каротаж + ПС, БК,
каверномер,
инклинометрия
Исследования в
2
750
кондукторе. ГК,
НГК, АКЦ, ГГК-Ц,
локатор муфт
Промежуточный
каротаж для
изучения верхней
3
2250
части разреза.
Стандартный
каротаж + ПС, ИК,
КВ, БК,
инклинометрия
74
Привязочный
каротаж перед
отбором керна из
4
2897
пласта ЮВ11.
1:200
2200-2897
-
1:200
2850-2917
-
1:200
2870-2970
-
Станд.
каротаж+ПС,
каверномер, ИК
Привязочный
каротаж под ИПТ
на пласт ЮВ11.
Станд.
каротаж+ПС,БКЗ
5
2917
(6 зондов),
резистивиметрия,
ИК, БК, МБК,
микрозонды,
каверномер, ГК,
ННКТ, ГГК,
инклинометрия.
Промежуточный
каротаж
продуктивной
части разреза.
6
2970
Станд.
каротаж+ПС,БКЗ
(6 зондов),
резистивиметрия,
ИК, БК, МБК,
микрозонды,
75
кавернометрия,
ГК, КНК, ГГК,
инклинометрия,
АКШ, ВИКИЗ,
спектрометрия
Каротаж перед
спуском
эксплуатационной
8
2970
колонны. Станд.
1:500
500-2970
-
1:500
0-2970
-
1:200
2250-2970
-
каротаж+ПС,
кавернометрия,
ИК, БК, АКШ
Исследования в
9
эксплуатационной
колонне. ГК,
2970
10
ННКТ, СГДТ,
ГГК-Ц,
АКЦ(USBA),
локатор муфт
Примечание: интервалы проведения и методы ГИС подлежат оперативной
корректировке геологической службой в зависимости от реальной
обстановки.
3.7. Опробование, испытание и исследование скважин
Данным проектом предусматривается опробование в открытом стволе
предполагаемых продуктивных горизонтов с целью предварительной оценки
76
их нефтеносности, а так же выявления пластов-коллекторов и их параметров.
Испытания осуществляется сверху вниз испытанием пластов на трубах.
Проектные интервалы опробования скважины в открытом стволе
указаны в таблице 6. Они должны оперативно корректироваться
геологической службой в зависимости от реальной геологической
обстановки.
Таблица 6
Проектные интервалы испытания пластов в открытом стволе
Номер
Интервал
объекта
испытания, м
Возраст
Диаметр
Депрессия,
пакера, мм
МПа
146
-
1П
1
2890-2917
J1
Перед опробованием объектов проводятся геолого-геофизические
исследования для решения следующих задач:
 выявление возможно нефтеносных пластов;
 определение глубины их залегания и эффективных толщин;
 оценка коллекторских свойств продуктивных пластов;
 определение технического состояния ствола скважины в зоне
намеченного испытания.
Опробование должно проводиться не позднее 5 суток после вскрытия
пласта и удаленности забоя не более 25-35 м.
Для установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их
продуктивной характеристики и получения других необходимых данных для
подсчета запасов нефти проектируется испытание продуктивных горизонтов
77
в эксплуатационной колонне (снизу вверх). Интервалы испытания в колонне
по проектной скважине должны корректироваться геологической службой на
основе данных, полученных при отборе керна, шлама, ГИС и испытанию в
открытом стволе.
 Для
перфорации
интервалов
предлагается
использовать
отечественный перфоратор ПКС-80 из расчета 15-20 отверстий на 1 пог.м.
Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть испытаны раздельно на
приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных
режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам
фактической
непрерывной
суточной
добычи,
коэффициентов
продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений,
пластовых температур. При получении фонтанного притока нефти дебиты
замеряются на 5 штуцерах. В нефонтанирующих скважинах определение
дебита производится путем снятия
индикаторной кривой. Помимо замеров дебитов должен быть произведен
отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластовых,
забойных и устьевых давлений.
В качестве методов гидродинамических исследований с целью
определения коллекторских и фильтрационных свойств продуктивных и
водоносных пластов предусматривается следующий комплекс исследований:
 замеры начального пластового давления;
 регистрация глубины статического уровня;
 измерение пластовой температуры;
 определение газового фактора;
 отбор проб пластовых флюидов (объем одной пробы – 8 литров) на
физико-химический анализ;
 определение
фильтрационных
свойств
пласта
по
кривым
восстановления давления (уровня). Стоянка на КВД (КВУ) не менее 36 часов;
78
определение фильтрационных и добывных свойств по индикаторным
кривым, для чего в фонтанирующих скважинах исследования проводятся не
менее чем на четырех режимах.
Все вышеперечисленные виды исследований планируются для каждого
объекта опробования в соответствии с действующими инструкциями и
методическими указаниями.
3.8. Лабораторные исследования.
Макроскопическое описание керна и шлама производится
геологической службой бурового предприятия. Ею же производится
парафинирование образцов согласно действующих руководящих документов.
Для лабораторных исследований весь керн направляется в Центр
исследования керна и пластовых флюидов ООО «КогалымНИПИнефть».
Проводятся следующие виды лабораторных исследований:
1.
Распиловка и фотографирование керна в ультрафиолетовом и
обычном освещении.
2.
Изучение естественной радиоактивности с целью привязки керна
- весь керн.
3.
Камеральное описание пород – весь керн.
4.
Петрографические исследования (изучение и описание шлифов).
Из прослоев толщиной более 5 м - 3 образца: из кровли, подошвы и средней
части.
5.
Гранулометрический анализ 30% образцов на ФЕС.
6.
Определение карбонатности - из тех же образцов, что и на
гранулометрические исследования.
7.
Спектральный анализ.
8.
Палеонтологические
исследования
скважину.
79
–
15–20
образцов
на
9.
Определение абсолютного возраста пород – 5 образцов из
каждого долбления керна по фундаменту.
10.
Изучение физических свойств пластов-коллекторов, 2-3 образца
на 1 м поднятого керна.
11.
Изучение фазовых проницаемостей из 10–20 образцов по
каждому продуктивному горизонту.
12.
Люминисцентно - битуминологические исследования, 1 образец
через 5 м.
13.
Изучение
глинистых
минералов
пластов-коллекторов.
Используются образцы, отобранные для изучения коллекторских свойств (до
30% от отобранного количества образцов).
14.
Определение удельного электрического сопротивления. В объеме
50 % от числа образцов, отобранных для изучения проницаемости.
15.
Акустические измерения по продольным и поперечным волнам.
Используются образцы, отобранные для изучения ФЕС в объеме 20-30 %.
16.
Определение нефтенасыщенности методом центрифугирования.
Из продуктивных горизонтов 50% образцов отобранных на ФЕС.
17.
Изучение нефтенасыщенности методом капиллярометрии – 30-40
образцов для каждого продуктивного пласта.
18.Физико-химический анализ пластовых флюидов, объем пробы 2,5 л.
Исследования при барических условиях.
1.
Определение пористости.
2.
Определение параметра пористости.
3.
Интервальное время пробега по продольным и поперечным
волнам.
Окончательная обработка и интерпретация результатов поисковоразведочного бурения, составление геологического отчета производится
геологической службой заказчика или специализированной организацией по
усмотрению заказчика.
80
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
IV. Проект разведочного бурения.
4.1. Цель и задачи бурения разведочной скважины.
Основными задачами проектируемой разведочной скважины является
уточнение геологического строения месторождения и перевод запасов из
категории С2 в категорию С1.
Комплекс исследований и работ в поисковых скважинах включает:
- отбор керна в интервалах предполагаемого залегания нефтегазоносных
горизонтов)
- отбор шлама через 1-5 м в интервалах нефтегазоперспективных
горизонтов;
- геолого-технологическое, геохимические и промыслово-геофизические
исследования скважин;
- испытание и исследование в колонне продуктивного пласта ЮВ11 с отбором
проб газа и воды;
- пробную эксплуатацию продуктивной скважины.
По результатам бурения скважины будет дано обоснование
промышленной значимости выявленной залежи и подсчет запасов
переведенных из категории С2 в категорию С 1.
В качестве структурной основы для проектирования разведочной
скважины использована структурная карта по кровле продуктивного пласта
ЮВ11 васюганской свиты верхнеюрских отложений.
81
4.2. Система размещения скважин.
Для решения поставленных задач предусматривается бурение одной
разведочной скважины с выполнением поставленных задач путем проведения
комплекса ГИС, отбора керна, опробования в открытом и испытания в
обсаженном стволе.
Таблица 7
Система размещения скважин.
Задачи
Прирост
№
пп
Про-
Про-
ектная
ектный
Номер
Категория
скважины
скважины глубина, горизон
м
т
Очере-
Пере-
запасов
дность
вод
(путем
бурения
запасов
перевода
из С2 в
ресурсов в
С1
промышлен
ные запасы
1
Всего
1П
Разведочная
2970
ЮВ1
2970
82
1
Независимая
ЮВ11
-
Скважина 1П закладывается на расстоянии 1,8 км от скв. 179П ЮжноЯркого месторождения. Проектная глубина 2970 м. Проектный горизонт
ЮВ11. Цель бурения: уточнение контура нефтеносности залежи, перевод
запасов категории С2 в промышленную категорию С1, уточнение подсчетных
параметров залежей нефти в пласте ЮВ11.
Ожидаемый прирост запасов категории С1 по пласту ЮВ11~807.8/282.7
тыс.тонн.
Общий ожидаемый прирост на скважину по категории С1 составит
807.8/282.7 тыс. тонн.
4.3. Геологические условия проводки скважин.
Бурение на Южно-Яркой площади планируется осуществлять
буровыми установками БУ 3000 ЭУК. При отсутствии возможности
подключения буровой к ЛЭП рекомендуется использовать установку БУ
3200 ДГУ.
Руководствуясь опытом бурения, проводимого ранее на Южно-Ярком
месторождениях, а также на соседних месторождениях со сходными
геологическими условиями, можно выделить интервалы с различными
геолого-техническими условиями бурения, которые приводятся в таблице 8.
Контроль за соблюдением технологии бурения производится с
использованием станции «GEOSERVISE» или аналогичной ей
отечественного производства.
83
Таблица 8.
Геологические условия проводки скважин.
разреза с
различными
геологотехнич
ескими
условиями , м
Стра-
Литологи
ти-
чес-кие
графи
особен-
че-
ности
ская
при-
до
толщина
от
уро-
Категории
пород по
Ожидаемые пластовые
и
характе-
тем
тве
чен-
ристика
р-
ность
разреза
дос
ти
абраз
Давле-
пер
ив-
ния,
ату
ности
атм.
ры,
С
пластов
пп
Интервалы
углы падения
№№
Пески
Глины
1
0
25
25
Q
-
9
<1
-
-1
<1
5
<1
Супеси
Суглинки
Глины
2
25
50
25
N
I-IV
III-X
Пески
3
25
440
41
5
Глины
гидроста
ти-
P3
Пески
84
ческое
Песча4
440
690
25
0
гидроста
ники
P2llv
ти-
Опоки
13
<1
18
<1
21
<1
36
<1
47
<1
ческое
Глины
Алевроли
5
690
800
11
0
гидроста
ты
P1tl
ти-
Глины
ческое,
+1%
Песчаник
гидроста
Глины
6
800
930
13
0
K2gn
тиАлевроли
ческое,
ты
+1%
гидроста
7
8
930
109 16
0
109
111
0
0
0
20
Опоки
ти-
Глины
ческое,
K2bz
K2kz
Глины
III-
IV-XI,
+1%
IV
VI
гидроста
тическое,
+1%
85
Песчаники
9
111
0
188 77
0
0
гидроста
Пески
ти-
Алевроли
ческое,
ты
+1%
K1pk
56
<1
64
<1
75
<1
80
<1
Глины
Глины
Песчагидроста
ники
10
188
0
200 12
0
0
K1alm Аргиллит
III-
II-VI,
ти-
VI
IX-X
ческое,
ы
+1%
Алевроли
ты
Песча-
11
200
0
240 40
0
0
K1vd
ники
гидроста
Алевроли
ти-
ты
ческое,
Аргиллит
+1-2%
ы
III-
VI-X,
VI
II-VI
Песчагидроста
ники
12
240
0
279 39
0
0
тиK1vd
Алевроли
ческое,
ты
+1-2%
Глины
86
Песчагидроста
ники
13
279
288
0
0
90
K1mg
Алевролиты
VI-X,
ти-
II-VI
ческое,
88
<1
91
<1
95
<1
+1-2%
Глины
Аргиллиты
гидроста
Глины
14
288
290
0
0
20
J3bg
Песча-
IV-VI,
ти-
IX-XI
ческое,
ники
+1-2%
Алевролиты
Песчагидроста
ники
15
290
297
0
0
70
J3vg
Алевролиты
III-
IV-VI,
ти-
VI
IX-XI
ческое,
+1-2%
Глины
В процессе бурения скважин возможны осложнения, связанные с
особенностями геологического строения разреза. Данные осложнения
поинтервально указаны в таблице 9.
87
Таблица 9.
Ожидаемые осложнения при бурении.
№
Интерва
№
лы
пп
глубин
1
0-50
2
50-150
возникновения
Поглощение бурового
вые
раствора,
Журавская+Ново
0-440,
мих свита
Осыпи и обвалы,
Атлымская свита
4
260-440 Тавдинская свита
5
440-690
0-440
свита
Березовская+
1110
Кузнецовская
свита
репрессии на
вышезалегающие
водоносные
горизонты,
растепление
Отклонение
Прихватоопасные зоны,
показателей
440-800
свойств БР от
Талицкая свита
800-
Создание
ММП.
Люлинворская
Ганькинская+
7
интервал осложнений
Четверт.+неогено
150-260
690-800
Причина
Возраст пород
3
6
Вид осложнений,
проектных
Поглощение бурового
раствора,
800-1110,
Осыпи и обвалы стенок
88
Превышение
плотности БР над
проектными,
высокие
скважины,
800-1110,
8
11101880
Покурская свита
Осыпи и обвалы стенок
скважины,
скорости спуска
инструмента.
Влияние БР на
неустойчивые
глины
1110-1880
Создание
9
18802000
Алымская свита
Нефтеводопроявления
репрессии на
водоносные
горизонты
10
20002790
Превышение
Ванденская свита
Поглощение бурового
плотности БР над
раствора,
проектными,
высокие
2000-2880,
Прихватоопасные зоны,
11
27902880
Мегионская
2085-2315
свита
скорости спуска
инструмента.
Отклонение
показателей
свойств БР от
проектных
12
13
2880-
Баженовская
2900
свита
Нефтеводопроявления,
репрессии на
2900-
Васюганская
2880-2970
водоносные
2970
свита
Создание
горизонты
89
4.4. Характеристика промывочной жидкости.
Параметры промывочной жидкости при бурении выбираются в
соответствии с горно-геологическими условиями месторождения и
«Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва,
2003 год . Параметры промывочной жидкости определяются с учетом
следующих требований к промывочным жидкостям:
 очищать забой от выбуренной породы и выносить ее на
поверхность;
 удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии при
прекращении промывки;
 создавать
противодавление
для
предотвращения
водонефтегазопроявлений;
 служить рабочим агентом для передачи мощности на забойный
двигатель;
 охлаждать и смазывать долото и колонну бурильных труб;
 экономически приемлемая стоимость бурового раствора.
Исходя из особенностей геологического строения разреза и возможных
осложнений при производстве буровых работ промывочная жидкость должна
иметь параметры, указанные в таблице 10.
90
Таблица 10
Характеристика промывочной жидкости.
4
1
10
5
6
7
через мин
рН
8
Содерж. песка,%
3
мг/см3
Водоотдача
Вязкость, с
жидкости
2
СНС,
Плотность, г/см3
1
Тип промывочной
Интервалы
Параметры промывочной жидкости
9
Наименован
ие химреагентов
10
Глинопоро
шок
0750
глинистый
1,161,18
55-60
15
35
8-9 7-9
2
КМЦ-600,
Каустическ
ая сода
КМЦ-600
НТФ
750-
малоглини
1,10-
2250
стый
1,12
22-25
8-
12-
10
15
6-7 7-9
1
ФК-2000
Графит
Каустическ
ая сода
КМЦ-600
2250
2970
малоглини
1,08-
стый
1,10
24-60
5-
10-
10
20
НТФ
3-5 8-9
1
ФК-2000
Графит
91
Контроль за технологическими параметрами промывочной жидкости,
расходом и присутствия в ней углеводородов осуществляется с
использованием станции геолого-технического контроля за бурением.
Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном
растворе.
При бурении под кондуктор ствол скважины проходит сквозь слой
вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых
отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные
проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение размывающего
действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового
раствора. Данные проблемы решаются с использованием
высокоэффективных полимеров – структурообразователей, образования
прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока
раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой
раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный
химическими реагентами.
При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы,
которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения
раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана,
предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через
проницаемые пласты и главная проблема – это сохранение коллекторских
свойств объектов разведки.
Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым
раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи,
разжижители и т.п.).
Основные требования к буровому раствору для первичного вскрытия
продуктивных пластов, следующие:
92
 репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового
раствора должна быть минимальной и в то же время, она должна отвечать
требованиям Правил безопасности в НГП;
 импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных
операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также
минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой
пластической вязкости раствора, низких значениях статических напряжений
сдвига (СНС) и невысоких значениях динамического напряжения сдвига
(ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 (свыше 20х109 Па) и
предельного динамического напряжения сдвига (свыше 10х109 Па) с целью
предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших
гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым
содержанием твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна
переходить
в
ингибирование
раствор,
иными
словами,
должно
быть
обеспечено
системы и должна быть организована хорошая очистка
раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются
типом и
концентрацией реагента структурообразователя и реагента
понизителя вязкости;
 раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать
тонкую корку на стенках скважины;
 фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение
на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей
способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного
пласта;
 время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с
поверхностью нефтяного пласта, должно быть как можно меньше.
При бурении под направление для снижения фильтратоотдачи и
увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами унифлок
и каустической содой.
93
При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора
применяют КМЦ, унифлок, ФК- 2000, графит, каустическая сода, НТФ.
При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе,
буровой раствор обработать кальцинированной содой (которая нейтрализует
воздействие цемента на буровой раствор).
При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости
буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при
необходимости обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора
улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и
эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода NaOH для
поддержания указанных значений рН.
4.5. Обоснование типовой конструкции скважины.
Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею
задач с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности». Принимая во внимание геологические особенности
разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается
следующая конструкция скважины.
Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м для
крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания
современных образований, а также для исключения утечек бурового раствора
в окружающую среду. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТI-50,
удельный вес цементного раствора 1,85  0,03 г/см3.
Кондуктор диаметром 245 мм спускается до глубины 750 м по
вертикали. Башмак кондуктора устанавливается в талицкой свите и служит
94
для перекрытия вышестоящих неустойчивых пород, изоляции пресноводных
горизонтов четвертичных отложений. Глубина спуска кондуктора,
рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного
замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и
герметизации устья скважины. Цементируется в интервале 0-750 м раствором
на основе портландцемента ПЦТI-50 удельным весом 1,80  0,03 г/см3.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается до глубины
2970 м. Назначение эксплуатационной колонны – создание канала сообщения
продуктивных пластов с дневной поверхностью, разобщение проницаемых
горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных
интервалах (высота подъема цементного раствора за эксплуатационной
колонной до глубины 150 м от устья скважины). Цементируется раствором
на основе портландцемента ПЦТ1-G в интервале 2250 - 2970 м по стволу и
облегченным цементным раствором на основе портландцемента ПЦТI-50 и
микросфер МС-400 в интервале 150 - 2250 м по стволу.
Совмещенный график давлений и проектная конструкция скважины
приведены в таблице 11 по скважине составлен типовой геолого-технический
наряд. (Граф. 14).
95
Таблица 11
Типовая конструкция скважины.
Тампонажный раствор
Высота
Наименование
колонны
Диаметр
колонны,
мм
Марка
стали
Глубина
подъема
спуска, Тип, марка Плотность, цемента
м
цемента
г/см3
за
колонной,
м
Направление
324
Д
50
Кондуктор
245
Д
750
Цементный,
ПЦТI-50
Цементный,
ПЦТI-50
1.85
до устья
1.80
до устья
1.5
150-2250
1.92
2250-2970
Облегченный
на основе
ПТЦ 1-50 и
Эксплуатационная
колонна
146
Д
2970
микросфер
МС-400
Цементный,
ПТЦ 1-G
96
4.6. Оборудование устья скважины.
В зависимости от свойств ожидаемого флюида и пластового давления в
соответствующих интервалах, на устье устанавливаются следующие типы
противовыбросового оборудования для различных видов работ (таблица 12).
Таблица 12.
Противовыбросовое оборудование
Типоразмер, шифр и название
Тип обсадной
устьевого или
колонны
противовыбросового
оборудования
Нормативный
документ на
изготовление
ОКК2-70-140х245х324х426ХЛ
ГОСТ 13846-89
ОП 5-425/80 х 21ХЛ
ГОСТ 13862-90
ППГ-425/80 х 21
ТУ 26-16-211-87
Манифольд МПБ2-80 х 70
ТУ 26-16-167-85
Выкидные линии
-
ОКК2-70-140х245х324х426ХЛ
ГОСТ 13846-89
Эксплуатационная
ППГ-230/80 х 70ХЛ
ТУ 26-16-211-87
колонна
АФК 6В-80/65ХЛ
ГОСТ 13862-89
Линия глушения
-
Кондуктор
97
V.Экономическая часть.
5.1. ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ.
Продолжительность строительства разведочной скважины глубиной
2970 м, включая подготовительные, дорожные и рекультивационные работы,
составляет 185 дней.
Проектная коммерческая скорость бурения - 1700 м/ст.-мес.
Учитывая сезонность работ при перевозке бурового оборудования, при
расчете сроков проектируемых работ среднегодовой темп бурения принят 1
скважина на станок в год.
Проведение работ по испытанию пластов в ранее пробуренных
скважинах должно проводиться параллельно бурению поисковоразведочных. Время испытания в одной скважине не должно превышать 70
суток.
Более подробно перечень работ с планируемыми сроками их
выполнения приведен в таблицах 13.
98
Таблица 13.
Продолжительность строительства типовой скважины.
Наименование работ
Продолжительность работ, сут.
Забой скважины 2970 м
1. дорожные работы+строительство
45
площадки
2. вышко-монтажные работы
6
3. бурение и крепление+испытание
50
в открытом стволе
4. испытание в колонне
70
5. демонтажные работы
4
6. рекультивация
10
ИТОГО:
185
5.2. ПРЕДПОЛАГАЕМАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ.
Необходимые ассигнования на проектируемые работы, без учета
коэффициента инфляции, согласно типовому проекту рассчитывались по
формуле:
Ап  n(
С1  3В
3В
хН  )  Зоб
Н1
К
99
где: n - количество проектируемых скважин;
С1 – средняя стоимость строительства 1 скважины, млн.руб;
3В – затраты, зависящие от времени бурения, млн.руб;
Н1 – средняя глубина базовой скважины, м;
Н – глубина проектируемой скважины, м;
К – коэффициент изменения скоростей;
Зоб – затраты на обустройство площади проектируемых работ, млн.
руб.
K
V
V1
где: V – плановая коммерческая скорость, м/ст. мес.;
V1 – коммерческая скорость по базовой скважине, м/ст. мес.;
Планируемая стоимость 1-го метра проходки по ТПП
«Когалымнефтегаз» на составляет 33504 рублей с учетом всех
подготовительных и заключительных работ.
Стоимость работ может возрасти за счет изменения оптовых цен на
материалы, топлива, электроэнергии и оборудования.
Учесть эти изменения в настоящее время не представляется
возможным, поэтому в ходе ежегодного планирования работ необходимо
вводить коэффициенты, учитывающие реальные изменения оптовых цен.
100
5.3. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.
Основные технико-экономические показатели геологоразведочных
работ представлены в таблице 15.
Таблица 14.
Основные технико-экономические показатели работ
№п/п
Показатели
Единицы
Количество
измерения
1
Количество проектных
шт.
1
м
2970, J1
м/ст.мес
1700
м
2970
тыс. руб
99507
руб
33504
тыс. руб
99507
скважин
2
Проектная глубина, горизонт
3
Средняя коммерческая
скорость бурения
4
Суммарный метраж
5
Предполагаемая стоимость
строительства проектной
скважины
6
Предполагаемая стоимость 1
м проектируемого бурения
7
Предполагаемые затраты на
разведочное бурение
101
8
Продолжительность
год
1
тыс.т
297
т/м
100
тыс.т/скв
297
руб/т
335
проектируемых работ на
площади
9
Ожидаемый прирост запасов
нефти
10
Ожидаемый прирост запасов
нефти на 1 м проходки
11
Прирост ожидаемых запасов
на 1 скважину
12
Затраты на подготовку 1 т
нефти
VI. ОХРАНА НЕДР, ПРИРОДЫ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.
6.1. Правовые основы, регламентирующие требования в области охраны
природы и рационального использования природных ресурсов на территории
ХМАО.
При проектировании геологических работ в обязательном порядке
будут учитываться требования, предъявляемые к охране окружающей среды
и соблюдение прав иных землепользователей и природопользователей.
Федеральное и местное законодательство вводят ряд ограничений на отвод
земли и хозяйственную деятельность на некоторых территориях с целью
ораны природы, рационального использования ресурсов и сохранения
традиционного уклада жизни малочисленных народностей севера.
102
Перечень участков земель, не подлежащих изъятию под промышленное
освоение (Постановление главы администрации округа от 16.12.94 года №
283):
1. Земли природно-заповедного назначения:
-природные заповедники;
-национальные природные парки;
-памятники природы.
2. Земли природоохранного назначения:
-заказники республиканского, областного, окружного, местного
назначения;
-нересто-охранные полосы (полосы лесов, защищающие нерестилища
ценных промысловых рыб).
3. Земли оздоровительного назначения:
-земли с минеральными источниками, залежами лечебных грязей и
т.п.;
-земли с особыми микроклиматическими условиями, благоприятными
для организации профилактики заболеваний и лечения.
4. Земли реакционного назначения:
-территории парков, лесопарков;
-места отдыха и туризма населения (пляжи, кемпинги, спортивнооздоровительные комплексы и т.п.).
5. Земли историко-культурного назначения:
-музеи-заповедники;
-памятники истории, культуры и археологии;
-историко-культурные заповедники и парки;
-культовые места.
6. Особо ценные продуктивные земли:
103
-опытные поля (участки) опытно-оздоровительных хозяйств, хозяйств
учебных заведений.
7. Другие особо охраняемые территории:
-орехопромысловые зоны, лесные питомники ;
-зоны санитарной охраны водозаборно-водопроводных сооружений с
использованием подземных вод;
-генетические резерванты-особо защитные участки леса 1 и 3 групп.
Законодательные ограничения землепользования и хозяйственной
деятельности при проведении геологоразведочных работ.
Ограничения хозяйственной деятельности и использования земель в
водо-охранных зонах.
1.1. Постановление Совмина РСФСР от 17 марта 1989 года №91 “Об
утверждении положения о водо-охранных зонах (полосах) рек, озер и
водохранилищ в РСФСР”:
“В водо-охранной зоне рек, озер и водохранилищ и запрещается
проведение авиационно-химических работ; применение ядохимикатов при
борьбе с вредителями, болезнями растений и сорняками; использование
навозных стоков на удобрение; размещение складов ядохимикатов,
минеральных удобрений и горюче-смазочных материалов; площадок для
заправки аппаратуры ядохимикатами, животноводческих комплексов и ферм,
мест захоронения; складирование навоза, мусора и отходов производства;
вырубка лесов (кроме рубок ухода за лесом, санитарных и
лесовосстановительных рубок); стоянка, заправка топливом, мойка и ремонт
автотракторного парка, устройство взлетно-посадочных полос для ведения
авиационно-химических работ; проведение без согласования с органами
Государственной комитета РСФСР по охране природы, бассейновыми
водохозяйственными объединениями Министерства мелиорации и водного
хозяйства РСФСР замыва пойменных озер и стариц, добычи местных
строительных материалов и полезных ископаемых, строительство новых и
104
расширения действующих объектов производственного назначения и
социальной сферы”.
Ограничения хозяйственной деятельности и использования земель в
лесах.
Земельный Кодекс РСФСР.
Статья 25. Изъятие земель пригородных и зеленых зон, земель, занятых
лесами первой группы, для государственных и общественных нужд
допускается только в исключительных случаях, указанных в статье 24
настоящего Кодекса.
Статья 24. Изъятие сельскохозяйственных угодий, земель, занятых
особо охраняемыми природными и историко-культурными объектами.
Изъятие сельскохозяйственных угодий с кадастровой оценкой выше
среднего уровня с целью их представления для несельскохозяйственных
нужд допускается лишь в исключительных случаях, связанных с
выполнением международных обязательств, разработкой месторождений
ценных полезных ископаемых, строительством объектов культуры и
истории, здравоохранения, образования, дорог, магистральных
трубопроводов, линий связи, электропередачи и других линейных
сооружений при отсутствии других вариантов возможного размещения этих
объектов.
Распоряжение Совета Министров РСФСР от 17.01.90 года №47р.
В целях обеспечения рационального ведения лесного хозяйства в
кедровых лесах, поддержания их надлежащего санитарного состояния:
запрещены рубки главного пользования в кедровых лесах; принято
предложение Бюро Совмина по химико-лесному комплексу, Госкомлеса,
Минлеспрома и Академии наук о проведении в кедровых лесах с долей кедра
3 единицы и более только рубок ухода, в том числе за плодоношением на
селекционной основе, а также санитарных рубок в ослабленных и
105
поврежденных насаждениях. Переход на указанные методы ведения
хозяйства в кедровых лесах осуществить поэтапно в течение 1990 года; об
осуществлении лесопользования в насаждениях с наличием кедра менее 3
единиц в соответствии с действующими правилами рубок в лесах Сибири и
Дальнего Востока.
Возмещение потерь землепользователям и землевладельцам,
ограничения землепользования в местах проживания малочисленных
народностей Севера.
Земельный Кодекс РСФСР
Статья 94. Земли лесного фонда.
В местах проживания малочисленных народов и этнических групп
соответствующие Совета народных депутатов предоставляют в пользование
и передают в аренду колхозам, совхозам, госпромхозам, а также в
собственность, владение или аренду гражданам земли лесного фонда для
северного оленеводства и охотничьего промысла.
Статья 97. Убытки, причиненные изъятием (выкупом) или временным
занятием земель, а также ограничением прав собственников земли,
землевладельцев, землепользователей и арендаторов.
Убытки, причиненные изъятием (выкупом) или временным занятием
земельных участков для государственных и общественных нужд а также
ограничением прав собственников земли, землевладельцев,
землепользователей и арендаторов (кроме случаев установления охранных
зон и округов санитарной охраны вокруг земель, указанных в статьях 89-91
настоящего Кодекса) или ухудшением качества земель в результате влияния,
вызванного деятельностью предприятий, учреждений организаций и граждан
подлежит возмещению в полном объеме (включая упущенную выгоду в
расчете на предстоящий период, необходимый для восстановления
нарушенного производства) собственникам земли, землевладельцам,
землепользователям и арендаторам, понесшим эти убытки.
106
Возмещение убытков, включая упущенную выгоду, производится
предприятиями, учреждениями и организациями, которым отведены
изымаемые земельные участки, а также предприятиями, учреждениями и
организациями, деятельность которых влечет ограничение прав
собственников земли, землевладельцев, землепользователей и арендаторов
или ухудшение качества их земель, в порядке, устанавливаемом Советом
Министров РСФСР, а в республиках, входящих в состав РСФСР,
законодательством этих республик.
Решение Совета народных депутатов Ханты-Мансийского автономного
округа от 7.02.92 года “О статусе родовых угодий в Ханты-Мансийском
автономном округе”.
Статья 21. Предоставление земельных участков угодий под
промышленные нужды. Предоставление земельных участков на территории
родовых угодий под промышленные нужды: строительство предприятий,
дорог, добычи полезных ископаемых, нефти, газа, прокладки трубопроводов,
иное не целевое хозяйствование осуществляется в исключительных
ситуациях по решению окружной администрации и только с согласия
владельца родового угодья, а также коренных жителей, интересы которых
затрагиваются оводом. Для получения согласия коренных жителей на отвод
земельного участка среди них проводится референдум, по итогам которого
соответствующая администрация принимает решение. Решение об отводе
земельного участка на территории родового угодья принимается окружной
администраций по согласованию с районной администрацией после
получения письменного согласия владельца угодья на его отвод,
положительных итогов референдума коренных жителей и государственной
экологической экспертизы.
Статья 22. Договор о порядке и условиях использования земельного
участка, отведенного под промышленные цели.
107
При отводе земельного участка заключается договор между владельцем
самостоятельного родового угодья или общиной и предприятием, которому
отводится участок, о цели и строках отвода земельного участка, его размере,
а также характере и объеме производственной деятельности предприятия и
других условиях использования отводимого участка. Договор должен в
обязательном порядке предусматривать полное возмещение всех убытков
(включая недополученные доходы), причиненных владельцу угодья в связи с
отводом участка, проведение работ по рекультивации земель и
лесовосстановлению. Должен быть оговорен размер и порядок выплаты
владельцу угодья части дохода предприятия, полученного от использования
участка, рентной платы за землю в пределах, установленных действующим
законодательством, в том числе для зачисления в фонд будущих поколений.
Договор регистрируется в соответствующей администрации. В регистрации
договора может быть отказано, если он заключен в нарушение действующего
законодательства либо ущемляет законные интересы владельца родового
угодья. При отсутствии указанного договора либо отказе в его регистрации
отвод земельного участка под промышленное освоение не производится.
6.2. Охрана окружающей природной среды при проведении поисковоразведочных работ.
Проведение поисково-разведочных работ сопровождается неизбежным
воздействием на объекты природной среды. Рациональное
природопользование в современных условиях обуславливает необходимость
учета жестких экологических ограничений и разработку мероприятий,
направленных на охрану и восстановление окружающей среды. Источники
загрязнения и виды воздействия на природную среду при проведении
геологоразведочных работ определяются характером и объемом работ,
прежде всего буровых и сейсморазведочных работ.
108
Бурение скважин является экологически опасным видом работ и
сопровождается:
-химическим загрязнением почв, грунтов, горизонтов подземных вод,
поверхностных водоемов и водотоков, атмосферного воздуха веществами и
химреагентами, используемыми при проходке скважин, буровыми и
технологическими отходами, а также природными веществами, получаемыми
в процессе испытания скважин;
-физическим нарушением почвенно-растительного покрова, грунтов
зоны аэрации, природных ландшафтов на буровых площадках и по трассам
линейных сооружений, прокладываемых при строительстве скважин;
-нарушение естественного режима многолетнемерзлых грунтов ММП
в криолитовой зоне с возможной деградацией верхних горизонтов ММП;
-изъятие водных ресурсов;
-нарушением температурного режима экзогенных геологических
процессов (термокарст, термоэрозия, пучение, наледообразование,
заболачивание, просадки и др.) с их возможным негативным проявлением в
техногенных условиях на буровых площадках.
Негативное воздействие процесса строительства скважин на объекты
природной среды (почвы, грунты, поверхностные и подземные воды,
растительный и животный мир, атмосферный воздух) возможно в результате
следующих причин:
-поступления токсических веществ из шламовых амбаров, в которых
скапливаются отходы бурения, в грунты зоны аэрации и грунтовые воды
вследствие отсутствия или некачественной гидроизоляции дна и стенок
шламовых амбаров;
109
-утечек, потерь технологических жидкостей, материалов на
территории строительства скважин;
-поступления загрязнителей в природные объекты при аварийных
разливах нефти при бурении, сточных вод и других отходов в результате
разрушения обваловки шламовых амбаров, разлива топлива и отработанных
масел при эксплуатации двигателей внутреннего сгорания;
-поступления нефти, газа, конденсата и минерализованных пластовых
вод в горизонты пресных и минеральных подземных вод и на земную
поверхность в результате перетоков пластовых флюидов по затрубному
пространству скважин в случаи его некачественного цементирования,
нарушения целостности обсадных колонн, либо нарушение технологических
процессов;
-поступления в природные объекты материалов для приготовления
буровых и цементных растворов при нарушении правил их погрузки,
транспортировки, разгрузки и хранения;
-нарушения почвенного покрова и природных ландшафтов (вырубка
лесов, уничтожение растительности), приводящие к нарушению
естественного состояния и деградации горизонтов многолетнемерзлотных
пород в криолитозоне, к активизации негативного проявления экзогенных
геологических процессов: термокарст, пучения, заболачивания, просадки и
т.д.
-загрязнения атмосферного воздуха углеводородными и кислыми
(сероводород, углекислота) газами при неорганизованных выбросах в
процессе испытания скважин и в аварийных ситуациях, а также при работе
двигателей внутреннего сгорания.
Степень загрязнения и физического нарушения объектов природной
среды зависит как от технологических факторов: принятой технологии,
110
степени совершенства используемого оборудования, количества
используемых реагентов и веществ, загрязняющих среду, объемов
образующихся отходов бурения и т.д., так и от факторов среды:
ландшафтных и климатических, геологических и гидрогеологических,
инженерно-геологических.
Качественное состояние природных объектов (почв, грунтов,
атмосферы, поверхностных и подземных вод) устанавливается по
содержанию в них загрязняющих веществ и определяется путем сравнения
концентрации загрязняющих веществ для данной категории объекта и
лимитирующего показателя (органолептического, токсикологического,
санитарно-токсикологического, санитарного). Опасность загрязнения
оценивается по степени превышения ПДК. Вредные вещества, попадания из
источников загрязнения в одну из природных сред (воздушную, водную
почву)вовлекаются в общую миграцию веществ и, как правило, в течение
того или иного отрезка времени распространяются во всех природных
средах.
Наиболее характерным и тяжелым видом аварий на скважине в случае
нарушении технологии бурения является открытый фонтан. Возможный
ущерб зависит от геологических условий разреза месторождений, вскрытого
аварийной скважиной (пластовое давление, суммарный дебит
выбрасываемого продукта), организационных факторов (время
фонтанирования и т.д.).
6.3. Охрана лесов, растительного и животного мира.
Приступить к рубке деревьев (сводке леса) разрешается только после
закрепления границ отведенного участка в натуре, оформления
лесорубочного билета, удостоверяющего право пользования землей и
111
регламентирующего способы сводки леса. Обязательно наличие
согласованных с органами лесного хозяйства технологических карт или
проектов на проведение лесосечных работ. Рубки леса на площадях,
отведенных под строительство промобъектов и коммуникаций, производится
в соответствии с Правилами отпусками древесины на корню в лесах РФ и под
строгим контролем со стороны органов лесного хозяйства.
Не допускается высокая срезка деревьев. Высота пня должна быть не
более одной трети диаметра среза, а при рубке деревьев тоньше 30 см- не
более 10 см.
Разрешаются следующие способы очистки мест рубок: утилизация
порубочных остатков на щепу; сжигание в кучах в пожаробезопасный
период; захоронение древесины в грунт. На линии электропередачи и связи
допускается оставление порубочных остатков в плотных валах шириной не
более 3 м и занимающих не более 20% площади трассы. На участках трасс с
переувлажненными суглинистыми и торфянистыми грунтами порубочные
остатки необходимо укладывать по маршрутам движения тракторов и машин
с целью повышения их проходимости и предохранения от разрушения
травяно-мохового покрова и уплотнения почв.
На той части участков и трасс, где не намечаются земляные и
планировочные работы, необходимо обеспечивать сохранение не менее 40%
травяно-мохового покрова и почв. С целью сохранения плодородия почв и
предотвращения эрозионных процессов предпочтение отдается зимней
прорубке трасс. На участках трасс перетаскивания буровых установок
следует ограничивать раскорчевку площади, заменяя ее связкой пней на
уровне поверхности почвы. Корчевка пней допускается только в пределах
проезжей части.
Не допускается валка деревьев и расчистка участков от древесины с
помощью бульдозеров, уничтожение и захоронение товарной древесины,
112
захламление древесными остатками приграничных полос опушек,
повреждение стволов и скелетных корней опушечных деревьев, хранение
неокоренной хвойной древесины без специальных защитных мер,
предохраняющих ее от заселения энтомовредителями.
Одновременно с порубкой трасс в опушках и кулисах леса,
разделяющих смежные трассы, должны проводится рубки, направленные на
повышение устойчивости защитных функций, улучшение санитарного и
противопожарного состояния насаждений. В опушечных полосах шириной
не менее 10 м без заезда лесозаготовительной техники в лес удаляются
следующие деревья: сухостойные, ветровальные, буреломные, имеющие
наклон более 10 и усыхающие, со стволовой и напенной гнилью, с сильно
поврежденными стволами и скелетными корнями. Работы проводятся
строительными организациями после отвода деревьев работниками лесхозов
и выписки лесорубочных билетов и должны быть закончены вместе с вводом
в действие линейных сооружений.
Пути использования древесины от лесосводки устанавливает орган,
принимающий решение об отводе земель под строительство. Для укрепления
оснований дорог, буровых площадок и других объектов необходимо
использовать древесину лиственных пород. Использование для этих целей
товарной древесины хвойных пород допускается в случаях, когда это
необходимо по техническим условиям и правилам техники безопасности или
при отсутствии в местах проведения указанных работ деревьев мягко
лиственных пород.
В целях предотвращения заселения древесины вредными насекомыми,
древесина должна быть окорена и обработана ядохимикатами, или же
должно быть обеспечено соответствующее хранение (сухой или влажный
способ). Обработка производится не позднее, чем через 10 дней после
заготовки.
113
Заготовленные лесоматериалы, заселенные вредными насекомыми,
должны быть немедленно окорены с последующим сжиганием коры при
обязательном соблюдении требований пожарной безопасности или
обработаны инсектицидами. Контроль за соблюдением санитарных
требований в лесах осуществляется работниками лесной государственной
охраны лесохозяйственных предприятий и межрайонными инженерамилесопатологами.
При проведении геологоразведочных работ должны предусматриваться
и осуществляться мероприятия по сохранению среды обитания и условий
размножения животных, а также обеспечиваться неприкосновенность
участков, представляющих особую ценность в качестве среды обитания
животных.
Пользователи животного мира обязаны выполнять требования по
охране, воспроизводству и использованию животного мира,
предусмотренные законодательством РФ. Право пользования животным
миром может быть прекращено в случае невыполнения пользователем
установленных правил, норм и иных требований по охране использования
животного мира.
При наличии путей миграции животных и птиц через линии
электропередачи и связи, трубопроводные, транспортные магистрали и
другие сооружения и преграды должны разрабатываться и осуществляться
мероприятия, обеспечивающие сохранение путей миграции. Мероприятия
должны обеспечивать соблюдение требований закона
“Об охране и
использовании животного мира”.
Не допускается предусматривать уничтожение древесно-кустарниковой
растительности химическими способами в местах массового обитания
животных.
114
В зонах сезонных перелетов птиц не допускается постройка буровой
вышки и сооружений.
6.4. Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения.
Обеспечение технической водой в процессе бурения скважин будет
осуществляться из скважин. Из ближайших водоемов и водотоков вода на
технические нужды вода потребляться не будет.
Для предотвращения загрязнения, засорения и истощения водоемов и
водотоков создаются водо-охранные зоны или прибрежные водо-охранные
полосы. Буровые работы в пределах водо-охранной зоны возможны только
при наличии специального разрешения, выдаваемого в установленном
порядке.
Если водный объект используется как источник питьевого
водоснабжения, в его бассейне дополнительно создают зону санитарной
охраны, для предотвращения ухудшения качества воды.
С целью рационального использования воды и снижения объема
сточных вод необходимо оборудовать замкнутую систему водоснабжения.
Для использования буровых сточных вод (БСВ) в системе оборотного
водоснабжения (выработка пара) они должны быть очищены до допустимого
уровня, предусматриваемого ОСТ 51-01-03-84. При закачке БСВ в
поглощающие пласты они должны отвечать требованиям ОСТ 39-225-88.
Запрещается сбрасывать неочищенные БСВ в поверхностные и
подземные воды.
Очистка БСВ осуществляется физико-химическими (реагентная
коагуляция) и механическими (отстой, фильтрование и т.д.) методами.
115
Очистка производится непосредственно в амбаре. Очищенные БСВ
откачиваются из амбара для дальнейшего использования или захоронения.
Оставшийся после откачки БСВ загущенный остаток обрабатывается
отверждающей композицией.
Для исключения или снижения загрязнения поверхностных и
подземных вод буровыми растворами необходимо:
- применение для обработки нетоксичных и малотоксичных
химреагентов, соответствующих 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76;
- применение экологически чистых буровых растворов с повышенными
смазочными свойствами, заменяющими нефть;
- применение ингибированных буровых растворов, уменьшающих
объем наработки отходов бурения;
- использование бурового раствора, оставшегося от бурения
предыдущих интервалов.
Материалы, используемые для приготовления и обработки бурового и
цементного растворов, должны иметь ПДК.
При разбуривании водоносных горизонтов, используемых для
хозяйственно-питьевых целей, химические реагенты, применяемые для
обработки бурового раствора, должны быть согласованы с Минздравом РФ.
Интервалы залегания водоносных горизонтов необходимо надежно
изолировать. Обсадные колонны и качество цементирования должны
предупреждать межпластовые перетоки и возможность загрязнения
подземных вод. Строительство водозаборных скважин должно исключить
возможность поверхностных и подземных загрязнений.
Водозаборная скважина должна отвечать следующим требованиям:
116
- верхний отвод обсадных труб должен быть поднят над поверхностью
площадки не менее чем на 0.5 м, а колонная головка должна быть
герметизирована;
- затрубное пространство должно быть качественно зацементировано
до устья;
- на устье скважины должны быть оборудована площадка размером 2х2
м, имеющая уклон от центра скважины.
Расход технической воды должен соответствовать установленным
нормам водопотреблением.
Полученную в результате испытания нефть собирают в металлические
емкости, вывозят с буровой и используют в качестве топлива. Емкости для
хранения нефти и конденсата устанавливаются на эстакадах,
обеспечивающих их слив в передвижные цистерны и мерники.
Предприятие организует пункты контроля на поверхностных водоемах.
Закачка отходов бурения в поглощающий горизонт возможна в процессе
комбинированного способа крепления при обратном закачивании. При этом
необходимо наличие мощных подстилающих и перекрывающих пластов и
отсутствие сообщения поглощающего горизонта с водоносным.
6.5. Мероприятия по охране и рациональному использованию земель.
Подготовка буровой площадки начинается с обустройства выделенной
территории и включает в себя: привязку к местности, корректировку трасс
подъездных путей, их возведение, земляные работы по планировке
территории под буровую вышку, привышечные сооружения, амбар и
временный поселок. Площадка под строительство скважин должна иметь
естественный сток поверхностных вод. В случае отсутствия на местности
117
поверхностного стока необходимо провести работы по защите площадки от
подтопления.
В районах распространения ММП при выборе мест под строительство
буровых площадок следует избегать участков местности, верхний
геологический разрез которых представлен сильно-льдистыми грунтами
(объем льда составляет более 40% от общего объема мерзлого грунта).
Для предупреждения термоэрозии необходимо на склонах вблизи
буровых площадок сохранить мохово-торфяной покров. При размещении
площадок на склонах крутизной 10, сложенных сильно-льдистыми
грунтами, предусмотреть отсыпку поверхности площадок непучинистым
грунтом (песком, песчано-гравийной смесью), а в верхней части склона
запланировать нагорные валики.
Строительство скважины на землях лесного фонда и в таежных лесах
должно осуществляться с минимальным нарушением почвенного покрова (не
более 10% площади). Следует избегать занимать эту площадь под амбары для
шлама, БСВ, ОБР, хозбытовых стоков и других загрязнителей.
Запрещается строительство в большей части лесов 1 группы и на особо
защищенных участках лесов 2 группы, в водо-охранных зонах (полосах)
малых рек, озер. На оленьих пастбищах при обустройстве буровой площадки
снятие плодородного и потенциально плодородного слоев почвы
обязательно.
Снятие плодородного плоя почвы и его нанесение по окончании работ
необходимо осуществлять, как правило, в безморозный период времени (при
не замерзшей почве). По согласованию с землепользователями и
контролирующими органами допускается снятие плодородного слоя почвы в
зимних условиях. Такие решения записываются в соответствующий
документ при согласовании условий природопользования.
118
Плодородный слой почвы снимается в соответствии с требованием
ГОСТа 17.4.3.02-85.
Рекультивация земель включает в себя два этапа: технический и
биологический.
При проведении технического этапа рекультивации земель должны
быть выполнены следующие работы:
- чистка площадки от бетонных и металлических отходов, оставшихся
по завершении строительства скважины, засыпка нагорных водоотводных
канав, террасирование откосов, засыпка амбаров, планировка площадки;
- мелиорация токсических пород и загрязненных почв, если
невозможна
- создание при необходимости экранирующего слоя;
- покрытие земель слоем потенциально плодородных пород или
плодородной почвы.
Биологический этап рекультивации земель должен осуществляться
после полного завершения технического этапа и включать в себя весь
комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по
восстановлению нарушенных земель и продуктивности пастбищ.
По окончании бурения, работу по рекультивации земель необходимо
проводить в следующей последовательности:
- Разбить монолитные бетонные фундаменты, бетонированные площадки
и вывезти их для использования при строительстве дорог или других
объектов или в места свалок, согласованные с местными органами
самоуправления, или захоронить их в амбарах;
- Очистить участок от металлолома и других материалов с последующей
их утилизации;
119
- Снять загрязненные нефтью и химреагентами грунты, обезвредить их и
вывезти для нейтрализации;
- Провести планировку территории и взрыхлить поверхность грунтов в
местах, где они сильно уплотнены;
- Нанести слой плодородной почвы на поверхность участка, где он был
снят;
- Провести рекультивацию земель на площадках, которые были заняты
временными дорогами, или передать их постоянному землепользователю на
согласованных с ним условиях.
- При аварийных разливах нефти, минерализованной воды или их смеси
на почву удаление их осуществляется при помощи специальной техники.
- В качестве
распространение
вспомогательных средств, которые могут задержать
нефти,
используются
сорбенты:
торф,
полимерные
материалы, древесные стружки, опилки, песок. Собирающие вещества,
насыщенные нефтью и другими загрязнителями, удаляются с поверхности
почвы и используются в качестве топлива или отвозятся в места захоронения
отходов.
6.6. Природоохранные мероприятия при строительстве.
К природоохранным мероприятиям при строительстве скважин
относятся:
- Профилактические (технические и технологические) мероприятия,
направленные на предотвращение (максимальное снижение) загрязнения и
техногенного нарушения природной среды;
- Сбор, очистка, обезвреживание, утилизация и захоронение отходов
строительства скважин;
- Предупреждение (снижение) загрязнения: атмосферного воздуха, почв
(грунтов), поверхностных и подземных вод, недр;
120
- Рекультивация земель.
- Сбор,
очистка,
обезвреживание
отходов
бурения.
С
целью
предупреждения попадания в почву, поверхностные и подземные воды
отходов бурения и испытания скважин, хозбытовых стоков, загрязненных
дождевых стоков с площадки буровой, до начала бурения скважин
организуется система сбора, накопления и учета отходов бурения,
включающая:
- обваловку, ограждающую отведенный участок от попадания на него
склонового поверхностного стока;
- установка емкостей, обеспечивающих сбор отходов бурения:
- размеры емкостей определяются объемами образующихся отходов
бурения;
- дно и стенки амбара должны гидроизолироваться цементно-глинистополимерными композициями, цементо-глинистой пастой. Кроме того,
гидроизоляция дна может осуществляться буровым раствором толщиной не
менее 10 см. По согласованию с местными органами СЭС и охраны природы
могут быть использованы, кроме указанных материалов (композиций), и
другие
составы,
которые
способны
формировать
надежные
гидроизоляционные покрытия на проницаемом грунте;
- выбор
направления
утилизации
или
сбора
очищенных
вод
производится в каждом конкретном случае в соответствии с почвенноландшафтными,
горно-геологическими
и
природно-климатическими
условиями строительства скважин.
6.7. Мероприятия по охране атмосферного воздуха.
Внедрять блочные установки для очистки выхлопных газов двигателей
внутреннего сгорания. Использовать сепараторы в выкидной линии с
121
отводом газа, выделяющегося из нефти при ее сепарации, при скрытии
продуктивных горизонтов с использованием газообразных реагентов.
Необходимо использовать специальные реагенты-нейтрализаторы СТ66, Т-80, КС–7 и другие, а также буровые растворы, обладающие
нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов,
содержащих сероводород.
При испытании скважин запрещается хранить нефтепродукты в
земляных амбарах.
В процессе испытания разведочных скважин полученную нефть
необходимо собирать в металлические емкости, вывозить с буровой для
использования в качестве топлива.
Конденсат, накапливающийся при испытаниях скважин, хранить в
металлических емкостях с соблюдением правил хранения
легковоспламеняющихся жидкостей. В качестве топлива конденсат может
быть использован только после удаления из него летучих компонентов.
При кратковременных испытаниях скважин – газ сжигать в факелах
при содержании сернистого ангидрида не более 0.5 мг/м3 и сажи 0.15 мг/м3.
Сжигание газа, содержащего большие значения, указанных выше
концентраций сернистого ангидрида или сажи, должно производится при
наличии разрешения органов санитарного надзора.
Для котельных установок применять более чистый вид топлива.
Не допускать неорганизованные выбросы в атмосферу.
Производить очистку и обезвреживание вредных веществ из
отходящих газов.
122
6.8. Мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций.
Основными объектами аварийных ситуаций являются скважины.
Геотехнологические наряды и технологическая часть проектов скважин
должны содержать необходимую информацию и рекомендации для
предупреждения различного рода осложнений в процессе бурения.
На каждой скважине разрабатывается организационный план
ликвидации аварий, который позволит правильно организовать работу во
время аварии и уменьшит возможное отрицательное воздействие на
компоненты окружающей среды.
При возникновении аварийных ситуаций запланированы
ликвидационные мероприятия, реализуемые в следующей
последовательности:
- ликвидировать источник разлива нефти;
- оценить объем происшедшего разлива и оптимальный способ его
ликвидации;
- локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее
распространение;
- собрать и вывезти собранную с почвы, болотной и водной
поверхности нефть на комплексный пункт сбора продукции скважин
или ближайший пункт утилизации.
Аварийные разливы на скважинах должны локализоваться в пределах
обвалованных площадок. После сбора задержанной нефти следует проводить
обработку биологическими препаратами типа “Путидойл”, периодическое
рыхление поверхности и залужение семенами злаков. Для более полного
сбора нефти наряду с механическими средствами могут быть использованы
сорбенты различных типов. Рекомендуется применения сорбента –
123
собирателя ДН – 75, представляющего собой биоразлагаемую композицию
синтетических поверхностно – активных веществ двойного действия.
Средство обладает высокой собирающей и удерживающей способностью при
начальной толщине пленки до 1 мм. После сбора нефти с поверхности
проектом предусматривается рекультивация замазученных земель.
124
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
В ходе работ, на основании имеющихся данных по сейсморазведочным
работам 2D и 3D, была уточнена геологическая модель пласта ЮВ11,
вследствие чего были разработаны мероприятия по проведению разведочных
работ в пределах Южно-Яркого площади.
Разведка участка будет выполнена за счет бурения одной разведочной
скважины в пределах Южно-Яркой залежи проектной глубиной 2970 м, с
достижением проектного горизонта ЮВ1, выполнения комплекса геологогеофизических исследований в проектируемых скважинах (комплекс ГИС,
отбор керна и шлама, испытание продуктивных пластов в открытом стволе и
в колонне.
Проведение работ позволит уточнить северную границу залежи пласта
ЮВ11 и уточнить его структурный план.
В результате выполнения всех рекомендуемых работ с достижением
проектной глубины при бурении скважины ожидаемый прирост запасов за
счет бурения по категории С1 составит 807.8/282.7 тыс. тонн.
Прирост запасов категории С1 ожидается по пласту ЮВ11.
Планируемая стоимость 1-го метра проходки по ТПП
«Когалымнефтегаз» на составляет 33504 рублей с учетом всех
подготовительных и заключительных работ. Общие затраты на проведение
проектируемых работ по доразведке месторождения ориентировочно
оценивается в 99507 тыс. рублей. Ожидаемая геолого-экономическая
эффективность проектируемых работ по подготовке извлекаемых запасов
категории С1 составляет 100 т/м и 282.7 тыс.тонн/скв. Затраты на подготовку
одной тонны нефти составляют 335 рублей.
125
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Опубликованная
1. Баратов А.Н. Пожарная безопасность. Взрывобезопасность. – М:
Химия, 1987. – 272 с.
2. Временные
методические
рекомендации
по
проектированию
и
проведению геофизических исследований скважин поискового и
разведочного бурения на нефть и газ в Западной Сибири. – Тюмень,
1996. – 60 с.
3. Иогансен К.В. Спутник буровика. – М.: Недра, 1990. – 303 с.
4. Методические указания по составлению геологических проектов
глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. –
Москва, 1995. – 126 с.
5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. –
Москва, Госгортехнадзор РФ, 2003. – 140 с.
6. Решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического
совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. –
Тюмень, 1990. – 54 с.
7. Решение 6-го межведомственного регионального стратиграфического
совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. –
Новосибирск, 2003. – 36 с.
8. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. Нефтегазоносные
комплексы Западно-Сибирского бассейна. – М.: Недра, 1988. – 303 с.
9. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. – М.: Недра,
1989. – 376 с.
10.Шпильман В.И. Пояснительная записка к тектонической карте
центральной части Западно-Сибирской плиты. – Тюмень, 1999. – 120
с.
126
Фондовая
11.Булгаков Р.Б. Поисковые и детализационные сейсморазведочные
работы методом ОГТ на Северо-Грибном участке в пределах
Сургутского района Тюменской области. – Уфа, 1996. – 53 с.
12.Булгаков Р.Б. Поисковые и детализационные сейсморазведочные
работы методом ОГТ на Южно-Ярком участке Тюменской области. –
Уфа, 1996. – 48 с.
13.Булгаков Р.Б. Поисковые 2D и площадные 3D сейсморазведочные
работы МОГТ на Западно-Котухтинском участке Тюменской области.
– Уфа, 1998. – 66 с.
14.Гачегов Е.В. Проект разведочных работ в пределах Южно-Яркого
участка недр. Когалым, 2009. – 113 с.
15.Цветкова И.В., Селивантьева С.В. Сейсморазведочные работы по
методике 3D на Ярсомовском участке. – Тюмень, 2010. – 222 с.
16.НЦРН им. В.И.Шпильмана. Информационный пакет по Южно-Яркому
участку недр. – Тюмень, 2006. – 55 с.
17.Фактический материал – дела скважин.
127