1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Речицкое месторождение открыто в 1964 году в результате разведочных работ, когда в скважине 8 из межсолевых отложений был получен первый промышленный приток нефти. С 01.05.1965 года месторождение было введено в пробную эксплуатацию, а с 1967 – находится в промышленной разработке.
Речицкое месторождение представлено двумя этажами залежей нефти: подсолевым и межсолевым.
Подсолевые залежи нефти связаны с двумя самостоятельными по литологическому составу комплексами пород (снизу – вверх): терригенным и карбонатным.
Терригенный подсолевой комплекс содержит залежи нефти в вендских отложениях, витебско-пярнуском, старооскольском и ланском горизонтах.
В подсолевом карбонатном комплексе на Речицком месторождении выявлено четыре залежи (снизу-вверх):
саргаевская, семилукская, нижне и верхневоронежская.
Базовой залежью служит залежь семилукского горизонта, как наиболее выдержанная по площади и самая крупная по объему.
Межсолевые залежи связаны с коллекторами VIII-IX пачек задонского горизонта и IV пачки елецкого горизонта.
Как видно из изложенного, Речицкое месторождение характеризуется как многопластовое, но каждая из залежей отличается некоторыми особенностями строения, учет которых необходим при проектировании и осуществлении разработки.
Качество и достоверность горно–геологической модели находится в прямой зависимости от количества и качества геолого–геофизической информации.
После “Дополнения к проекту разработки Речицкого месторождения”, составленного в 1986 году, пробурено 53 скважины (из них 8 вторыми стволами)(табл. 1.1).
Несмотря на существенно увеличенный объем геолого-геофизической информации, плотность информации по площади залежей и в разрезе резервуаров различна. Интерпретация ГИС выполнена в разные годы и различными методами. Все это вместе взятое позволяет представлять модели резервуаров нефти нередко существенно различающимися между собой.
Ниже приводится описание залежей нефти, строение которых учитывает позицию Упргео и отдела разработки БелНИПИнефть.
1.1. Характеристика геологического строения
По поверхности протерозойских отложений структурная карта составлена в Упргео и несколько уточнена в БелНИПИнефть. Тем не менее полного соответствия структурных карт верхнего протерозоя и поверхности подсолевого терригенного комплекса (ланский горизонт) нет (рис. 1.1, 1.2).
Как видно на карте (рис. 1.1) по поверхности вильчанской серии венда, эти отложения представляют собой сохранившуюся часть верхнепротерозойских отложений, выклинивающихся в юго-восточном (к палеосводу) направлении. Таким образом, описываемый резервуар, по существу, это тектонически (с юга) и стратиграфически (литологически) ограниченный блок, к тому же нарушенный серией малоамплитудных и разнонаправленных сбросов.
Ланско-старооскольская залежь нефти территориально находится в центральной, сводовой части Речицкого поднятия и приурочена к очень сложно построенному терригенному резервуару. По поверхности ланского горизонта – это часть нормальной антиклинали, разбитой на северную и южную части региональным Речицким сбросом (рис. 1.2). Северная, присбросовая часть структуры, осложнена серией разнонаправленных сбросов; некоторые из них находят продолжение и в вышележащих отложениях. Южная часть поднятия входит в состав Речицко-Вишанской разломной зоны.
Пульсационный тектонический режим в целом в Припятском палеобассейне в начале верхнего девона приводил к изменению глубины морского дна и изменению наклона кристаллического основания структуры, что отразилось на развитии и распространении песчаников и алевролитов.
Циклический режим осадконакопления в совокупности с влиянием дизъюнктивных дислокаций обусловили разделение как старооскольского, так и ланского резервуаров на две неравнозначные части как резервуаров нефти: нижнюю и верхнюю. Нижняя, отражая трансгрессивный характер развития, представлен в основном песчаниками, а верхняя – алевролитами. При этом, если песчаники нижних частей разреза распространены относительно равномерно, то коллектора верхних частей и старооскольского, и ланского горизонтов развивались локально, как серия линз на разных стратиграфических уровнях (рис. 1.3).
Все это привело к вынужденной мере объединения залежей обоих горизонтов в один объект разработки.
При последовательном анализе образования Речицкого поднятия видно, что, по существу, по каждому стратиграфическому горизонту в подсолевом комплексе мы имеем дело со структурами облекания выступа кристаллического фундамента, осложненными серией дизъюнктивов различной амплитуды и направлений (рис. 1.1, 1.2, 1.4, 1.5).
В плане по поверхности семилукского горизонта поднятие представляет собой часть антиклинальной складки, включая половину свода и часть периклиналей. С юга структура ограничена зоной регионального сброса – его последней плоскостью. Доказательство наличия и его места в плане изложены при описании строения ланско – старооскольской залежи. В условиях растяжения Припятской впадины и периодической смены знака движения ее фундамента структуры осадочного чехла разбиты серией малоамплитудных продольных и поперечных сбросов – сколов (рис. 1.1, 1.2, 1.4, 1.5). Влияние этих сбросов сказывается на скорости и направлениях перемещения нефти и нагнетаемых вод, соответственно, на вытеснении и охвате выработкой. Вместе с тем, на отдельных участках наличие таких сбросов не только затрудняет связь между блоками, но и отрезает части от основной структуры. О влиянии сброса на характеристику резервуара можно судить по результатам бурения скважины 1502 (второй ствол скважины 150). В скв.150 азерецкие слои частично отсутствуют, коллектора в оставшейся части слоев отсутствуют. По нашему мнению, в скважине 1502 вскрыта верхняя часть семилукского горизонта и нижняя часть саргаевского, не участвовавших в разработке определенной части залежи. На это указывает то, что по скважине уже добыто более 23 тыс.т практически безводной нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.