Вы здесь

Науково-методичні засади оцінки характеру насичення пластів і положення газонафтового контакту з використанням геоелектричної моделі присвердловинної зони (на прикладі нафтогазоконденсатних родовищ Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції)

Автор: 
Серженьга Оксана Володимирівна
Тип работы: 
Дис. канд. наук
Год: 
2007
Артикул:
3407U004898
99 грн
(320 руб)
Добавить в корзину

Содержимое

РОЗДІЛ 2
ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ
ДОСЛІДЖУВАНОГО РАЙОНУ
Вивчення геологічної будови і нафтогазоносності надр Західно-Сибірської
нафтогазоносної провінції почалося з 1960-1961років. Наукове забезпечення
пошуково-розвідувального буріння, вивчення стратиграфії, літології, тектонічної
будови, термофлюїдних умов, геохімії порід, органічної речовини і обґрунтування
перспектив нафтогазоносності здійснювалося колективами багатьох галузевих
інститутів Радянського Союзу. Найбільший внесок у вивчення надр ЗСП внесли
В.І.Єрмаков, І.І.Нєстєров, М.Х.Кулахмєтов, В.С.Бочкарьов, Г.П.Євсєєв,
В.А.Скоробогатов, В.О.Фомічов, В.Д.Налівкін, О.С.Фомічов, М.Я.Рудкевич,
В.В.Потеряєва та інші.
Розташування і геологічна вивченість досліджуваного району.
Харампурське і Кинське нафтогазоконденсатні родовища розташовані в
Ямало-Ненецькому автономному окрузі на північному сході Західного Сибіру
(рис.2.1) Площова і глибинна вивченість бурінням розрізу цих родовищ у даний
час перебуває на різних етапах розвитку.
Харампурське родовище розташоване в межах однойменного Харампурського малого
валу, що поєднує підняття: Півленно-Харампурське, Середньо-Харампурське і
Північно-Хрампурське. Наявність Харампурського валу за верхньоюрським і
крейдяним відбиваючих горизонтах було визначено регіональними
сейсморозвідувальними роботами МВХ у масштабі 1:100000 сейсмопартією 63/70.
Роботами сейсмопартій 27/72-73 була підтверджена наявність у межах
Харампурського валу за опорним відбиваючим горизонту Б (контур ізогіпси 2900м)
трьох локальних підняттів: Південно-Харампурського, Середньо-Харампурського і
Північно-Харампурського, опис яких було наведено у звіті роботи партії [64].

Рис.2.1 Оглядова карта району досліджень (оригінал карти розміщення покладів
ВВ
на території Ямало-Ненецького автономного округу)
Усі три локальні підняття були підготовлені до глибокого
пошуково-розвідувального буріння по крейдяних і юрських відкладах за
результатами робіт сейсмопартій 27/75-76 і 29/75-76 [65]. Перспективність
Харампурської родовища в нафтогазоносному відношенні визначалася наявністю
сприятливих структурних умов і його близькістю до виявлених великих родовищ. У
1978 році в склепінні Північно-Харампурського локального підняття була
пробурена перша пошукова свердловина №301. На глибині 3087м вона розкрила
відклади верхньої частини Тюменської свити. Під час випробування в цій
свердловині пласта Ю13 одержали фонтан нафти з високим газовим фактором з
дебітом 21,2м3/добу і води 55м3/добу. Із пласта Ю11 одержали фонтан
газоконденсату і води: дебіт газу 32,7 тис. м3/добу, конденсату 21,0 м3/добу й
води 7,0 м3/добу. Уже перші відомості про склад пластового флюїду юрського
горизонту у свердловині 301, говорили про його складний фазовий стан. Ця
свердловина стала першовідкривачкою Харампурського родовища.
У 1980 році в східній присклепінній частині Середньо-Харампурського підняття
була закладена пошукова свердловина №303, що розкрила продуктивні пласти на
значно нищих відмітках, ніж очікувалося за даними сейсморозвідки. Всі пласти
юрського горизонту виявилися водоносними. Таким чином, свердловина показала
невідповідність структурних побудов за даними сейсморозвідки фактичній будові
родовища. В 1981році почалося буріння свердловин на Південно-Харампурському
локальному піднятті. Пошукова свердловина №305 була закладена у склепінній
частині структури і на глибині 3200 м розкрила значну частину розрізу
Тюменської свити. Свердловина №305 підтвердила більш високе гіпсометричне
положення Південно-Харампурского локального підняття в порівнянні із
Північно-Харампурським. Під час випробування пласта Ю13 одержали безводний
фонтануючий приплив нафти з дебітом 134,3 м3/добу.
В 1982-83роках на площі Харампурського родовища було пробурено 8 глибоких
розвідувальних свердловин. За результатами досліджень у цих свердловинах було
встановлено, що поклади нафти юрського горизонту приурочені до
Північно-Харампурського і Південно-Харампурського підняттів і відособлені один
від одного. У зв'язку з поділом горизонту Ю1 на чотири пласти замість
передбачених проектом двох і необхідністю більш диференційованого підходу до
вивчення покладів у 1983 році об`єднанням «Головтюменьнафтогазом» було прийнято
рішення про детальне промислове розвідування Харампурського родовища [66].
Впродовж 1984-1987 років на родовищі велося розвідування виявлених раніше
покладів нафти й газу і був виконаний найбільший об'єм бурових робіт. Одночасно
із розвідуванням проектних горизонтів проводилося випробування свердловин із
продуктивною, або, можливо продуктивною, характеристикою за результатами
оброблення ГДС. Свердловинами №298 (1985р.) на Середньо-Харампурському
піднятті, №321 (1986р.) на Південно-Харампурському піднятті, №330 (1986р.) на
Північно-Харампурському піднятті були виявлені невеликі поклади газу і нафти в
пластах БП20 і БП23. Під час випробування васюганської свити в 1987 році
(свердловина №331) із пластів Ю11, Ю12, Ю13 одержали фонтани нафти. Буріння
підтвердило висновок сейсмопартій 30, 39/81-82 про те, що Харампурський великий
купол ускладнений двома локальними куполами (Середньо-Харампурським і
Південно-Харампурським).
За результатами пошуково-розвідувальних робіт, проведених у 1978-87 роках,
встановлена продуктивність верхньокрейдяних (кузнєцовська і покурська свити),
нижньокрейдяних (єреямська, заполярна, мегіонська свити) і юрських (васюганська
свита) відкладів. Виявлено велику кількість покладів нафти і газу в у