Интервал 1920-505 м стрешинского горизонта надсолевой толщи девона и Каменноугольного периода D3 stn+C не имеет четкой границы между толщами D3 stn и C. Стрешинский горизонт характерен наличием песчано-глинистой пачки, которая представлена чередующимися глинами и песчаниками с преобладанием последних.
Каменноугольные отложения залегают над Верхнедевонскими и характеризуются такими породами, как: глины пестроцветные, жирные, песчанистые, слюдистые, с прослоями песчаников серых, зеленовато-серых, полевошпатово-кварцевых, пески сиреневато-серые, полевошпатово-кварцевые, мелкозернистые, местами глинистые, с прослоями рыхлых песчаников, известняки серые, местами окремненные, участками глинистые, с прослоями глин.
Интервал 505-318 м Пермских и Триасовых отложений P+T характеризован наличием красно-бурых песчанистых глин и мергелей с подчиненным содержанием песчаников и сульфатных пород, кирпично-красных кварцевых песков.
Юрские отложения I (318-200 м) характеризуются песками, темно-серыми углистыми глинами с галькой овручского кварцита, микрослоистыми глинами серыми и голубовато-серыми, серыми известняками и мергелями.
Меловая система K (200-93 м) характеризуется темно-серыми и черными алевритистыми глинами и песками, белым писчим мелом, известковистыми песчаниками и песком.
Кайнозойская эра Kz характеризуется палеоген-неогеновыми образованиями и образованиями антропогена:
суглинки, моренные отложения, пески аллювиальные, озерные глины и торфяники, пески и песчаники зеленовато-серые, кварцевые с прослоями желтовато-зеленоватых глин и бурых углей.
ГЛАВА 3
Скважина №70 Речицкого месторождения окончена бурением 28.06.1968 г.По проекту была пробурена на глубину 2947 м с вскрытием кристаллического фундамента. Скважина ликвидирована 28.01.1968 г. по геологическим причинам (первая категория)- ствол скважины попал в тектонический разлом, миновав нефтенасыщенные пласты-коллекторы).
Близлежащими к скважине №70 являются скважины №№ 159, 160, 163,240.
Скважина № 159 имеет интервал перфорации 2576-2597 м.( Dsm-bur). Введена в эксплуатацию в 1975 году с установкой электро-центробежного насоса со среднесуточным дебитом по нефти 106 т/сут., обводненность - 49%. В первый год эксплуатации среднесуточный дебит составил 60 т/сут., обводненность - 67,5%. В 1986 году среднесуточная добыча нефти упала до 1,4 т/сут., обводненность возросла до 98,5%.
Максимальная добыча нефти - 18540 т ( 1975 г.), минимальная - 393 т ( 1986 г. ).
Скважина в конце 1986 года переведена в контрольный фонд по причине обводненности.
За период эксплуатации добыто:
- жидкости - 879403 т;
- нефти - 61571 т;
- воды - 817832 т.
Скважина № 160 перфорирована в интервале 2705-2729 (Dsm-bur). Введена в эксплуатацию в 1974 году. Первоначальный среднесуточный дебит по нефти - 470 т./сут, обводненность-5,3%. В первый год эксплуатации среднесуточный дебит составил 304,1 т./сут., обводненность- 22% . Добыча нефти за год составила 49050 т.
Максимальная добыча нефти из скважины - 88570 т (1975 г.), минимальная добыча-4837 т (1994 г.) с максимальной обводненностью скважины- 91,5%.
Обводненность скважины на 01.01.99 г. составила 86,2%.
На 01.01.99 г. за период эксплуатации скважины добыто:
-жидкости - 3026982 т;
-нефти - 645524 т;
-воды - 2381458 т.
Скважина №163 имеет интервал перфорации 2505-2526-378 м от верха (Dsm-bur). Введена в эксплуатацию в 1974 году фонтанным способом со среднесуточным дебитом по нефти 770 т/сут. Обводненность-0.
В первый год эксплуатации среднесуточный дебит по нефти был максимальный (714,1 т/сут.), обводненность минимальная ( 2,6%).
Максимальная добыча нефти составила 155930 т (1975 г.), при обводненности - 36%. С 1979 года скважина переведена на эксплуатацию УЭЦН. С 1988 года скважина переходит снова на эксплуатацию фонтанным способом со среднесуточным дебитом 87 т/сут., обводненность - 8%. С 1991 года скважина дает чистую нефть.
На 01.01.99 год за весь период эксплуатации из скважины добыто :
-жидкости- 2239516 т;
-нефти- 1091748 т;
-воды-1147768 т.
Скважина № 240 пробурена на кристаллический фундамент в 1998 году. При испытании в эксплуатационной колонне протерозойских отложений в интервале 2942-2938 м,2925-2942 м получен приток нефти дебитом 38 м3/сут.
Скважина введена в эксплуатацию в июне 1998 года фонтанным способом с начальным дебитом 17,5 т/сут. К концу года дебит снизился до 7,7 т/сут.
На 01.01.98 г. скважиной отобрано 1.8 тыс. т. нефти, среднесуточный дебит составил 12,3 т/сут.
ГЛАВА 4
Обоснование месторасположения забоя
и профиля скважины № 270
Поисковая скважина № 70 Речицкого месторождения, пробуренная по проекту на кристаллический фундамент, была ликвидирована 28.06.1968 года по геологическим причинам (1 категория) - ствол скважины попал в тектонический разлом, миновав нефтенасыщенные пласты-коллекторы. Следовательно, скважина оказалась “сухой”.
На Речицкой площади коллекторские свойства верхнепротерозойских отложений изучены слабо.
В связи получением притока нефти из верхнепротерозойских отложений в скважине № 53 Ю-Тишковской, было принято решение более детального изучения верхнепротерозойских отложений и кристаллического фундамента Речицкого месторождения.
Скважина № 240 Речицкая, пробуренная на кристаллический фундамент, закончена бурением 28.05.98 г. Установлены пласты-коллекторы в верхнепротерозойских терригенных отложениях. Но остается открытым вопрос о наличии коллекторов в коре выветривания архейско-нижнепротерозойских образований, несмотря на то, что в скважине № 240 проводилась добыча нефти из интервала перфорации 2925-2942 м, соответствующего залеганию коры выветривания.
Вверхнепротерозойских отложениях в интервале 2900,4-2918,8 м выделяются 13 нефтенасыщенных пластов-коллекторов, суммарной толщиной 18,4 м , средневзвешенной открытой пористостью по ГИС 17,4%. Тип коллектора - поровый.
При испытании верхнепротерозойских отложений в интервале 2886-2915
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.