Гидрогеологические условия нефтегазоносности верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 556. 3:553. 981/. 982(571. 5)
Д.С. Малков
ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЧОНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В статье рассмотрены гидрогеологические условия продуктивных горизонтов Верхнечонского месторождения. Обсуждаются закономерности распределения по разрезу пластовых давлений, температур, а так же, химического состава пластовых вод.
D.S. Malkov
FGUP SNIIGGiMS, Novosibirsk
HYDROGEOLOGICAL CONDITIONS FOR OIL-AND-GAS-CONTENT OF THE VERKHNECHONSKOYE GAS-CONDENSATE-OIL FIELD
Hydrogeological conditions of producing horizons within the Verkhnechonskoye field are considered in the paper. Regularities in distribution through the section of formation pressure, temperature and chemical composition of formation water are discussed.
Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области, в бассейне верхнего течения р. Чоны. В тектоническом отношении оно располагается в пределах центральной части Непского свода.
Месторождение открыто в 1978 г. параметрической скв. 122, в которой притоки газа получены из верхнечонского и осинского горизонтов. В последующие годы на его территории пробурено около 100 скважин. В настоящее время разведочные работы на месторождении завершены [1].
В гидрогеологическом отношении, Верхнечонское месторождение, располагается в пределах крупного Ангаро-Ленского артезианского бассейна, в непосредственной близости к границе с Якутским артезианским бассейном первого порядка. Пограничное положение месторождения, определяет специфику его гидрогеологических условий.
Тектонические условия определяет субширотный Могдинско-Ленский разлом, разделяющий месторождения на «северный» и «центральный блоки» а также разрывные нарушения, ограничивающие северо-западное окончание Верхнечонско-Талаканского грабена. Эти нарушения, выделенные с наибольшей степенью достоверности, обособляют самостоятельные залежи углеводородов и во многом определяют особенности положения флюидных контактов.
В разрезе осадочного чехла изучаемого месторождения, выделяют 3 нефтегазоводоносных комплекса. Основные объемы известных, на сегодняшний день, скоплений углеводородов на территории Верхней Чоны сосредоточены в вендском и верхневендско-нижнекембрийском комплексах.
Проницаемые горизонты охватывают породы коры выветривания кристаллического фундамента, отложения терригенного венда (пласты чонский II и чонский I непской свиты) и вендско-нижнекембрийские карбонатные отложения (преображенский горизонт катангской свиты, усть-кутский горизонт тэтэрской свиты, осинский горизонт усольской свиты).
Таблица 1 Г идрогеологическая изученность комплексов
Вид анализов, замеров Всего В том числе по комплексам
вендский верхневеднский- нижнекембрийский
Пластовые давления (точки замера) 168 76 92
Пластовая температура (точки замера) 88 52 36
Общий химический анализ воды 67 29 38
Анализ водорастворенных газов 53 28 25
Согласно региональным картам [Сурнин и др. 2006, 2007],
гидродинамический фон Лено-Тунгусской НГП, в пределах которой располагается Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение, в целом выровнен и близок к равновесному, но осложнен зонами как высоких, вплоть до аномально высоких так и низких, вплоть до аномально низких пластовых давлений. На северо-восточной половине НБА, в вендском терригенном нефтегазоводоносном комплексе получил развитие
субгидростатический и депрессионный гидродинамический режим. Здесь, в подсолевых терригенных отложениях венда дефицит измеренных пластовых давлений в проницаемых горизонтах достигает 20−30%.
К западу и южнее области развития низких давлений размещается гидродинамическая область нормальных давлений, которая охватывает всю юго-западную часть НБА и далее прослеживается на территории Ангаро-Ленской ступени.
Верхнечонское месторождение располагается в непосредственной близости к пограничной зоне между двумя обширными территориями с различной природой распределения давлений в проницаемых горизонтах. Этот участок достаточно полно изучен глубоким бурением и, соответственно, характеризуется достаточно объемным массивом данных по замеренным пластовым давлениям в продуктивных горизонтах.
В общей сложности, при анализе гидродинамической обстановки было рассмотрено порядка 170 объектов с измеренными пластовыми давлениями по 63 скважинам.
Для гидродинамических расчетов использовались следующие показатели:
— Коэффициент негидростатичности (Рпл/Ру.г.), который определятся как отношение пластового давления к условно-гидростатическому давлению.
р
К = -^,
Руг.
— Приведенное пластовое давление на плоскости сравнения -1600 м
Pприв, МПа (-1600 м).
Эти показатели позволяют сопоставлять данные давлений замеренных
на различных гипсометрических уровнях осадочного чехла и сравнивать между собой гидродинамические системы различных горизонтов.
В осинском горизонте наблюдаются повышенные
значения гидродинамических показателей. Пластовые
давления, замеренные на
глубинах 1 261−1 408 метров
порядка 13−16 МПа. Среднее значение по 22 замерам — 14,92 МПа. Среднее значение
коэффициента негидростатичности по
горизонту на 14% выше
гидростатики, достигая
максимального значения 1,29. Значения приведенных к
плоскости сравнения -1 600
метров давлений колеблются в пределах 21,14−24,84 МПа. (рис. 1).
Усть-кутский продуктивный горизонт, так же, находится в зоне сверхгидростатических давлений. Среднее значение
замеренного пластового
давления для него — 14,8 МПа. Значения гидростатики
превышены, в среднем, на 5−6% Картина распределение давлений в нижележащих
горизонтах несколько иная: значения коэффициента
негидростатичности близки или же несколько ниже 1 что свидетельствует о равновесном гидростатическом режиме. Значения приведенных давлений, в сравнении с гипсометрически вышележащими продуктивными горизонтами, существенно ниже (в среднем на 3 МПа.) Такая разная гидродинамика этих уровней объясняется мощной толщей флюидоупорных отложений, которая отделяет
Рис. 1 Гидродинамический режим
проницаемые горизонты осинского и куть-кусткого уровней от нижележащих горизонтов.
В целом, пластовые давления в изучаемой части разреза меняются в диапазоне 13−17 МПа, что составляет 0,8−1,3 от условного гидростатического давления. При этом наблюдается вертикальная гидродинамическая инверсия — возрастание дефицита давлений с глубиной вниз по разрезу к фундаменту, где коэффициент негидростатичности снижается до значений 0,8−0,9. Это находит отражение и в приведенных давлениях, значения которые также снижаются вниз к фундаменту.
В геохимическом отношении вертикальная зональность продуктивного разреза месторождения дифференцирована не столь явно. Качественных проб пластовой воды мало и, в этой связи, разброс концентраций рассолов, даже в пределах одного горизонт достаточно существенен. В целом для территории Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения характерны воды хлоркальциевого типа с общий минерализацией в пределах от 360 до 440 г/л.
В водах в присутствует бром — до 7 000 мг/л и более. Водорастворенные газы представлены в основном метаном и его гомологами — до 97%, азотом.
Температурный режим недр в условиях изучаемого месторождения изучен слабо. Данные по замерам температур при испытании скважин сильно разнятся, качественно записанных электротермограмм в выстоявшихся скважинах не так много. Согласно имеющимся материалам, температурный градиент увеличивается с глубиной от значений 0,7−0,9 на уровне осинского горизонта до значений 1,6−2,4 в подошве вендских отложений.
В целом, следует отметить, что в силу гипсометрически высокого положения Непского свода, а так же отсутствия в разрезе сколько-нибудь мощного теплоупора, значения температур на поверхности венда (кровля тэтэрской свиты) редко превышают 15 °C.
Все процессы связанные с нефтегазообразованием и нефтегазонакоплением происходят в среде, существенным элементом которой являются подземные воды. Вопросы изучения гидрогеологических условий месторождений видятся мне крайне важными. При производстве геологоразведочных работ, и особенно при постановке буровых работ, следует с большим вниманием относится к вопросам получения в достаточном объеме качественного гидрогеологического материала. Это в дальнейшем позволит существенно облегчить решение задач связанных с построением прогнозных карт нефтегазоносности основанных на гидрогеологических критериях, а так же более уверено уточнять геологическое строение изучаемых территорий.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г. Г. Шемин- отв. редактор В. А. Каширцев. Рос. акад. наук, Сиб. отд-ние, Ин-т нефтегазовой геол. и геофиз. им. А. А. Трофимука. — Новосибирск: СО РАН, 2007. — 467 с.
© Д. С. Малков, 2010

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой