Геологическое месторождение

Геологическое строение краевой части
Припятского прогиба в районе
Геологического месторождения с учетом
данных бурения. Особенности
формирования и размещения в этом
районе залежей нефти.
Геологическое месторождение
Палеореконструкция по глубинной миграции
(фрагмент) профиля 893 373.
В 2001г сейсморазведкой МОГТ Упргеологии ПО «Белоруснефть» выявлена и в 2002г
подготовлена к глубокому бурению Прибортовая подсолевая структура. Скважина №1
Прибортовая
закладывалась как параметрическая в пределах неопоискованного
Геологического полиблока в подножье Речицко-Вишанской ступени. Идея сводилась к тому,
что к концу осовецкого времени межсолевые и подсолевые отложения в пределах
Геологического месторождения и смежных структур залегали в виде обширной
антиклинальной складки (баръерный риф). В последующее время (вплоть до пермского
периода) в результате интенсивных нисходящих тектонических движений рифовый массив
разбит на ряд блоков, погрузившихся на разную глубину. На сейсмических профилях было
определено, что межсолевые отложения ближе к разлому лежат на подсолевых и ливенская
соль отсутствует, результаты бурения скважины №9001 Геологическая подтвердили это.
Геологическое месторождение
В 2008г. скважиной №9001r была открыта новая залежь нефти, приуроченная к верхнепетриковским коллекторам, это определило новое
направление нефтепоисковых работ в Припятском прогибе. С целью разведки петриковской залежи в Центральном и соседних блоках
Геологического месторождения Бескопыльным В.Н. была предложена схема размещения бурения поисково-разведочных скважин.
Скважина № 9001r работает безводной нефтью с
января 2009 г., накопленная добыча нефти за весь
период 22290 тонн.
Геологическое месторождение
В 2009 году в пределах Центрального блока с целью разведки открытой залежи велось бурение двух разведочных скважин №№ 1 и 5 Геологические. По
результатам бурения скважина № 1 Геологическая вскрыла 71м боричевского ангидрита, в котором по данным ГИС выделены нефтенасыщенные пластыколлекторы Нэф=3,8метра, по ГИС пластов-коллекторов в петриковских отложениях не выделяется, керн представлен плотными глинистыми известняками без
признаков нефти. Отложения межсолевого комплекса вскрыты на 40 метров ниже, чем по проекту. При совместном испытании боричевских и кровельной части
петриковских отложений в открытом стволе получили приток разгазированного глинистого раствора дебитом 12,7м3/сут. Скважина с апреля 2010 г. по ноябрь 2011
г. была в периодической эксплуатации, накопленная добыча нефти 11 тонн, обводненность 66%
Разведочная скважина №5 Геологическая была заложена в юго-восточную часть Центрального блока. В
результате бурения установлено: межсолевые отложения вскрыты на 208м ниже (по вертикали), чем по проекту. В
петриковских отложениях выделены нефтенасыщенные пласты-коллекторы Нэф=8,3м, в колонне получен приток
воды с нефтью Q=3,8м3/сут. В туровских слоях Нэф=4,6м коллекторов с насыщением «вода», при ИПГ получен
приток бурового раствора Q=8,16 м3/сут . Скважина с сентября 2010г по январь 2012г была в периодической
эксплуатации, накопленная добыча нефти 3 тонны, обводненность составляет 78%. С июня 2013г переведена под
закачку.
Геологическое месторождение
В марте 2010года с целью уточнения площадного распространения коллекторов в петриковских и елецких отложениях в Центральном блоке начала бурение
разведочная скважина №6 Геологическая. В результате бурения установлено: межсоль вскрыта на 45 м (по вертикали) выше проекта; по ГИС в ptr трещиноватый
коллектор Нэф=6,5м неопределенного насыщения (из-за поглощения бур.р-ра), при испытании получен гл.р-р с пл.нефти и прим.пл.воды Q=3,66м3/сут.,
газопроявления в процессе бурения характерны составу газа нефтяных месторождений. По ГИС в D3el(tr) выделены нефтеводонасыщенные пласты-коллекторы
Нэф=7,2м. По результатам ИПГ, данный интервал слабопроницаемый нефтенасыщенный.
Отсутствие успеха в освоении скважины №6 Геологическая (при всех признаках наличия залежи) стал причиной бурения второго ствола №6r2 Геологическая с
максимально возможным отходом. По ГИС в петриковских отложениях пласты-коллекторы мощностью 5,6метров, характер насыщения не ясен из-за поглощения в
процессе бурения бурового раствора. При испытании выделенного объекта открытым забоем получен приток флюида Q=5,9м3/сут. Скважина была в
периодической эксплуатации с сентября 2011г 3 месяца, накопленная добыча за это время-4тонны. Обводненность 83%
Поисковая скважина №8 Геологическая была заложена для опоискования и оценки перспектив нефтеносности петриковских и елецких отложений
Восточного блока. Результаты бурения скв№8 Геологической показали, что кровля петриковских отложений вскрыта на 230м (по вертикали) ниже, чем по проекту.
По данным ГИС в петриковских отложениях выделено Нэф=8,3м коллекторов, характер насыщения их не определен из-за поглощения в процессе бурения
бурового раствора. При освоении в открытом забое петриковского интервала 4587-4612,4м получена нефть 3,8м3/сут., при освоении интервала 4587-4608м (ptr)
получена нефть с газом 1,93м3/сут.
В елецких отложениях (туровские слои) по данным ГИС выделено Нэф=4,7м водонасыщенных пластов-коллекторов. При испытании в открытом стволе
получена пластовая вода с разгазированным глинистым раствором Q=1,7м3/сут. С декабря 2011г по апрель 2012г в эксплуатации, накопленная добыча нефти 23тонны, обводненность 54%
Геологическое месторождение
Анализ проведенных результатов эксплуатации вскрытой верхнепетриковской залежи в Центральном блоке показал, что на сегодняшний
день фактическую добычу обеспечивает только одна скважина. Отсутствие каких- либо значимых притоков в остальных пробуренных скважинах
блока связано как с низкопроницаемыми породами в интервале разреза, так и с технологиями вскрытия продуктивного пласта. При вскрытии
низкопоровых трещиноватых коллекторов в большинстве скважинах наблюдались значительные поглощения бурового раствора, при этом для
ликвидации поглощения, скважины заполнялись утяжеленным буровым раствором. Это привело к еще более затрудненному извлечению флюида.
Для данного района необходимо было использовать современные технологии вскрытия продуктивного пласта.
Геологическое месторождение
Разведочная скважина №2 Геологическая забурилась 24.03.2012г. по ранее принятому строению, скважина была заложена в полусвод
(гипсометрически самую высокую точку Центрального блока) ограниченный с северо-востока южным нарушением системы промежуточных
блоков Северного краевого разлома, имеющего амплитуду порядка 800 метров. С северо-запада нарушение сбросо-сдвигового характера
субмеридианального простирания.
В одну из задач, решаемую проектной скважиной, входила разведка верхнепетриковской залежи северо-западной части Центрального
блока.
-1
90
0
-2
80
0
-3
20
0
4 Заб.
____
-1910*


-3213
0
30
-4
Ю-Гагалинская стр-ра
(западный блок)
Масштаб 1:25000


10.7*
4

-4
10
0
-2
00
0
-4
20
0
-2
60
0
-4
00
0
3

-4
10
0
2 (z)

2(ptr)




-1
60
0

-
2
____
400
1 Заб.
-2450*
-2540*
 ____
1
-4150

37*


9001
____
-4 15
0
339
200
-4150
00
северный блок
-3
20
0
0

I
-25
00


1 З-Сут.


8

4780

00
-14
-3 9
0
0
0
восточный блок
00
-15
-3 9
5
0
чный блок
00
-2 7
-4 0
0
северо-восто
0
0
60
-1
-4 1
0

00
-28
прогноз суммарных толщин елецко-петриковских коллекторов
(нефте-и водонасыщенных)
-8
00
10
0
90
-2
150
-4 1
5
II

0
00
-3
проектные, ранее утвержденные
намеченные
 находящиеся в бурении
237.8
00
-9
скважины:
-3 70 0
____
 -1315
-2
60
0


-7
00
-1 -11
-1
40 1300 200 00
0
-3
30
0
5
____
-4330


Д0
00
-40


-1
00
0
-31
00


-3 80 0
-1
00
0
7
 2
3750
-30
00
-4 30
25
-3994 
6 Геол
-29
00
0
-4131
23.7

15
0
-26
00
10
0
-4 20
50
9001r
____

-90
0
-1
40
0
-1820*
-2320*
-27
00
15
0

-4000
-3 90 0
-1
50
0
1_1
Заб.
____
-28
00
9
5750
II
-1
70
0
24.6*
-4 15 0

I
-1
80
0
-2
50
0
Геологическое м-ние
(центральный блок)
-4 20 0
-4 10 0

0
90
-1
-4 40 0
Структрная карта поверхности межсолевых отложений
-2
70
0
2____
Заб.
-4
20
0
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ
-1
80
0
Геологическое месторождение.
Фрагмент глубинного динамического разреза по профилю 209 216
Интерпретация БелНИПИнефть при
заложении скважины № 2 (2010 г.)
Интерпретация Шлюмберже Лоджелко Инк.
(2011 г.)
Интерпретация БелНИПИнефть после
вскрытия межсолевых отложений (2012 г.)
В 2012гг специалисты «Шлюмберже Лоджелко Инк» проводили договорные работы на Геологическом месторождении с целью выдачи
рекомендаций по оптимизации разведки и интенсификации разработки месторождения. По результатам интерпретации сейсмических материалов и
данных бурения ими был предложен новый вариант строения Северных бортовых уступов. Идея заключалась в том, что разломная тектоника
некоторых участков Северной зоны бортовых уступов представляет собой «цветковую» структуру нарушений, которая характерна для опрокинутых
тектонических блоков, формировавшихся в условиях тектонических напряжений сдвиго-сжатия в Припятском палеорифе.
Геологическое месторождение
Глубинные геологические и сейсмический разрезы
через устье и забой скважины № 2-Геологическая
По материалам БелНИПИнефть
По материалам Шлюмберже
По факту
Глубинный динамический разрез
по профилю 209 216
Исходя из предложенного варианта скв №2 Геологическая должна была вскрывать межсолевую толщу приподнятого Северного блока и
через нарушение войти в межсолевые отложения опущенного Центрального блока. В связи с этим, на ТЭС от 15.04.2012г., при забое скважины 1450
м было принято решение об изменении проектного профиля. Данные бурения не подтвердили ни первоначальный вариант строения
БелНИПИнефть, ни вариант «Шлюмберже Лоджелко Инк».
Геологическое месторождение
Межсолевые отложения Северного блока вскрыты
скважиной №2r на 310 м по абсолютной отметке ниже, чем
ожидаемая глубина по
рекомендациям специалистов
«Шлюмберже». Два ствола скважины вскрыли полные
межсолевые отложения Северного блока и по имеющимся
материалам нет основания утверждать, что блок принимает
опрокинутое положение, так как по каротажному материалу
мы не видим повторения стратиграфических элементов,
характерное для взбросо-сдвиговой тектоники.
2r2 [MD]
MD
1:2500
D3ptr
D3el(dr)
0.00
1.00
GKs
NGKts
1_Забер [MD]
2 [MD]
8.00
5.00
MD
1:2500
0.00
1.0000
GKs
NGKs
8.00
6.0000
D3ptr
D3ptr
D3el(dr)
D3el(dr)
MD
1:2500
0.00
1.0000
GKs
NGKs
8.00
3.0000
D3ptr
D3el(dr)
D3el(tr)
D3el(tr)
D3el(tr)
D
D
D
D3el(tr)
D3zd(vsh)
D3zd(trm)
D3zd(vsh)
D3zd(trm)
D3zd(vsh)
D3zd(vsh)
D3zd(trm)
D3zd(ton)
D3dm
D
D
D3zd(ton)
D3zd(ton)
D3zd(kz)
D3zd(trm)
D3zd(ton)
D
D3zd(kz)
D3dm
D3zd(kz)
D3zd(kz)
D3dm
D3dm
D
D
Геологическое месторождение
Двухзабойная скважина №2 Геологическая вскрыла Северный блок Геологического месторождения.
Результаты бурения скважины №2r Геологическая:
Вскрыла полные межсолевые отложения блока. В елецких(туровских) отложениях по ГИС выделены пласты-коллекторы Нэф=20,6м с
насыщением нефть+вода, ниже по разрезу Нэф=13,2м водонасыщенных коллекторов. При испытании в открытом стволе интервала туровских
коллекторов получен фильтрат бурового 1,1м3/сут. По данным хим.анализа в пробах пластовой воды не обнаружено. В тремлянских и тонежских
отложениях выделены водонасыщенные коллекторы Нэф=26,3м. В кузмичевских слоях выделены нефтенасыщенные пласты-коллекторы Нэф=3,3м.
При испытании в открытом стволе кузмичевских слоев D3zd(kz)-D3lv получен приток разгазированного глинистого раствора с нефтью, дебит по
притоку составляет 20,4м3/сут. После оббурки ствола скважины с отходом в 40м кузмичевских коллекторов по ГИС нет, при испытании в открытом
стволе –объект неприточный.
Результаты бурения скважины №2r2 Геологическая:
Забой находится в домановичских отложениях. По всему елецко-петриковскому разрезу по ГИС выделяются водонасыщенные коллекторы:
петриковские отложения Нэф=9,6м., дроздовские слои Нэф=17,6м., туровские слои Нэф=28,1м. В отложениях zd (kz-vsh) пласты-коллекторы
отсутствуют. В открытом стволе испытан интервал 4171-4700м (dm-ptr), получен глинистый раствор с пластовой водой Q=23,8м3/сут. По хим.анализу
в пробах получена смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды(воды до 40%).
Катего
-
Параметры
пласта
Нач. запасы
Дата
Горизонт
подсчета
рия
нефти, тыс.т
S,
тыс.м
2013
zd(kz)
С1
2
Н, м
423
3.3
m
Kн
r,
г/см3
q
η
0.08 0.76 0.854 0.754 0.3
геолог
.
извлек.
51
15
Геологическое месторождение
Двухзабойная скважина №№2r и 2r2 уточнила границу между Северным и Центральным блоком, в связи с этим изменились контуры подсчета
запасов. Принято решение бурение в Северном блоке приостановить и перейти к камеральным работам для уточнения геологического строения
блока и границ распространения кузмичевского коллектора.
Таблица подсчетных параметров Геологического месторождения для скв. 2p3
Дата подсчета
Горизонт
Категория
Параметры
S, тыс.м2
Числятся на балансе
на 01.01.2013г.
ptr
01.09.2013
ptr
C2
Do
C2
Do
2990
2889
2453
2153
h, м
6,5
6,5
6,5
6,5
m
0,054
0,054
0,054
0,054
Kн
0,75
0,75
0,75
0,75
пласта
r, г/см3
0,8028
0,8028
0,8028
0,8028
q
0,456
0,456
0,456
0,456
h
0,2
0,2
0,2
0,2
Нач. запасы
нефти, тыс.т
балан.
извлек.
288
58
278
56
236
47
207
41
Геологическое месторождение
Сравнительнуая характеристика распространения пластов-коллекторов. Петриковские коллекторы имеют свое развитие во всех скважинах Центрального блока , по
результатам ГИС насыщены нефтью, но за счет сильного поглощения бурового раствора, освоить и получить промышленные притоки нефти не удалось. В
приподнятом Северном блоке в этих же отложениях скважина №2r2 Геологическая вскрыла Нэф=7,9м водонасыщенных коллекторов, а в стволе 2r, который
смещен всего на 375м петриковских коллекторов уже не определяется.
Коллекторы в елецко-дроздовских слоях регионально не выдержаны: в Северном блоке по скважине №2r Геологическая они отсутствуют, в скважине №2r2
дроздовские коллекторы Нэф=13м водонасыщены. В Центральном блоке пластов-коллекторов в дроздовских слоях нет. На соседних Западно-Сутетской и
Заберезинской структурах по ГИС выделяются водонасыщенные коллекторы из которых в процессе бурения в открытом стволе получены притоки воды больших
дебитов.
Практически все скважины,
пробуренные в Центральном,
Северном
блоках
Геологического месторождения,
а
так же на соседних
примыкающих
структурах,
вскрыли
елецко(туровские)
коллекторы. В большей части
коллекторы
эти
насыщены
водой, что подтверждается
испытанием
скважин
в
открытом стволе- получены
притоки воды. Скважина №2r
Геологическая
вскрыла
туровские
коллекторы
толщиной 34,5м в Северном
блоке с насыщением их в
верхней части нефть+вода,
возникло
оптимистическое
предположение, что скважиной
вскрыта зона ВНК елецкозадонской залежи Северного
блока.
При
испытании
интервала
4320-4368м(el(tr))
получен фильтрат бурового
раствора
Q=1,1м3/сут.,
по
данным хим.анализа в пробах
пластовой воды не обнаружено.
Однако, пробурив скважину
№2r2 Геологическую с отходом
в 375м на северо-восток от
№2r, уже вскрыты 28,1м
водонасыщенных
пластовколлекторов.
Геологическое месторождение
В Центральном блоке только одна скважина (№9001 Геологическая) вскрыла в полном объеме задонские отложения, в которых коллекторы отсутствуют. В
близлежащих скважинах №№ 1 Зап-Сутетская, 1_1 Заберезинская выделены водонасыщенные пласты-коллекторы, при ИПГ в открытом стволе получены притоки
воды из тонежских отложений. В скважине 2r Геологическая тонежские коллекторы водонасыщенны, скважина №2r2 в задонских отложениях пласты-коллекторы
вообще не вскрыла.
В кузмичевских слоях №2r
Геологической, по ГИС выделены
нефтенасыщенные пласты-коллекторы
Нэф=3,3м. При испытании в открытом
стволе
интервала
выделенных
кузмичевских коллекторов получили
разгазированный глинистый раствор с
нефтью дебитом 20,4 м3/сут. После
оббурки ствола скважины с отходом от
основного
ствола
40м
этих
коллекторов по интерпретации ГИС и
по испытанию в открытом стволе мы
не
наблюдаем,
после
бурения
скважины
№2r2
в
задонских
отложениях
по
данным
ГИС
коллекторы
не
выделяются.
В
скважине №4 Заберезинская, которая
через нарушение вошла в задонские
отложения соседнего блока, по керну
из кузмичевских слоев отмечены
выпоты и выделения нефти. Можно
предположить
о существовании
отдельной
локальной
задонской
(кузмичевской) залежи в Северном
блоке в направлении на северо-запад
от скважины №2r Геологическая,
залежь
может
характеризоваться
спорадическим
развитием
коллекторов.
Геологическое месторождение
На основании сказанного можно сделать вывод, что Геологическое месторождение относится к юго-восточной части обширного биогерма с
многочисленными пластами-коллекторами, которой разбит сбросами, входящими в систему Северного краевого разлома и ступенчато погружен на
разные глубины. Суммарная эффективная толщина всех вскрытых коллекторов в скважине №9001 Геологической (Центральный блок) Нэф=22,2м,
дальше на север к предполагаемому ядру рифового массива мощность коллекторов увеличивается в скважинах №2r и 2r2 Геологические равна 64,1м
и 58,6м соответственно. Ближе к Северному краевому разлому в скважинах 1_1 Заберезинская и 1 Зап-Сутетская мощность коллекторов вскрытых
каждой из скважин равна 333м и 296м соответственно.
К сожалению, в Северном блоке Геологического месторождения и в смежных структурах (ближе к борту) при наличии прямых признаков нефти в
некоторых скважинах(обильные выпоты нефти по керну и выделенные пласты-коллекторы с насыщением нефть по ГИС), мы получаем при
испытании воду; возможно, межсолевые блоки прилегающие к краевому разлому через нарушение контактируют с водонасыщенными подсолевыми
отложениями за пределами краевого разлома, в связи с чем залежь нефти здесь не сохранилась.
Геологическое месторождение
Доказанная залежь нефти на сегодняшний день находится в Центральном блоке Геологического месторождения. Форма ловушки
представлена в виде синклинали с нефтенасыщенной мульдой и воздымающимися крыльями. С юга экраном залежи вверх по восстанию, возможно,
является литологический фактор (ФЕС коллекторов ухудшается в скв№№6-6r). С севера и северо-востока ограничением блока является разлом
амплитудой 600-800м.,велика вероятность наличия здесь многочисленных приразломных малоамплитудных сколов (сбросов), которые могут
затруднять флюидодинамическую связь с залежью (пример скважин №№1-5-8).
Можно предположить, что к концу осовецкого времени, в связи с активным погружением участка в районе Северного регионального разлома
происходят структурные перестройки и уже сформировавшаяся залежь была разделена мульдой синклинали, ось которой параллельна Северному
краевому разлому и удалена на одинаковое расстояние от него.
Распространение верхнепетриковской залежи в Центральном блоке можно прогнозировать в северо-западном и юго-восточном направлениях
от скважины №9001r Геологическая, вдоль оси синклинали и зоны повышенной трещиноватости. В 2010г был подготовлен лист на заложение
проектной скважины№9 Геологическая, которая должна находится в одних геологических условиях со скважиной 9001r.
Геологическое месторождение
Специалисты Шлюмберже с использованием сейсмических материалов выделили области пониженного аккустического импеданса, сопоставимые с областью
развития коллекторов. На сегодняшний день выделенные тела коллекторов бурением не изучены.
Моделирование нефтенасыщенности ими не выполнялось из-за отсутствия информации о характере насыщения большинства выделенных тел.
Самой перспективной областью развития коллекторов(по заключению представителей кампании) является область к югу от скважины №8 Геологическая. Для
бурения они предлагают скважину №Х, прогнозируемые пласты-коллекторы в районе скважины приурочены к отложениям елецко-дроздовских и елецкотуровских слоев. По гипсометрии в проектной скважине коллекторы должны быть вскрыты значительно выше водонасыщенных туровских коллекторов в
скважине №8Геологическая. Боковым ограничением с юго-запада вверх по восстанию предполагаемой залежи они видят тектоническое нарушение.
Геологическое месторождение
Специалисты БелНИПИнефть используя данные сейсмической интерпретации, бурения и рекомендации Шлюмберже о перспективности выделенных тел
предлагают свой вариант доразведки Центрального блока с использованием боковых стволов.
Скважина №9р должна вскрывать межсолевые отложения в условиях близких к таковым в скважинах №№9001-9001r Геологические. Основные надежды
связаны с трещиноватым петриковским резервуаром, который эксплуатируется в скв. №9001r-Геологическая.
Определенные шансы существуют и на вскрытие елецких коллекторов, в которых в скважине №9001-Геологическая были получены притоки
разгазированного глинистого раствора без признаков пластовой воды.
Геологическое месторождение
МЭР-добыча на 1.10.2013г.
Скв.1
Дебит -0,032 т/сут
Накопленная добыча – 11 т
Скв.9001r
Дебит – 15,039 т/сут
Накопленная добыча – 22290 т
Скв.5
Дебит – 0,097 т/сут
Накопленная добыча – 33 т
Объем накопленной закачки – 2270м3
Скв.6r2
Дебит – 0,032 т/сут
Накопленная добыча – 4т
Скв.8
Дебит – 0,33 т/сут
Накопленная добыча – 23т
Геологическое месторождение
Добывающий фонд скважин
Ср.сут.
Нач.деб.
Способ
деб.нефти, % обводн.
нефти, т/сут
т/сут
Доб.неф.
накопл.,т
Тек. состояние
скважины
66.67
11
в освоении и
ожидании освоения
0.097
78.57
33
0.078 (ФОН)
0.032
83.33
4
в контрольном
фонде
ЭЦН
0.189 (ЭЦН)
0.333
54.55
23
в контрольном
фонде
ЭЦН
41.043 (ФОН)
15.039
0
22290
Скважина
Пласт
1
ptr
ФОН
0.267 (ФОН)
0.032
5
ptr
ШГН
0.5 (ФОН)
6r2
ptr
ЭЦН
8
ptr
9001r
ptr
нагнетательная
добывающая
Нагнетательный фонд скважин
Скважина
Объект
Дата закачки
Объем закачки накопл.,
м3
5
ptr
01.08.2013
2570
Спасибо за внимание !