Тектоника и стратиграфия разреза

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты (рис1.3.), в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний - пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой -2350-2375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

По кровле горизонта БВ₁₀ Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой -2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12 х 15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части - до 2⁰2'. По кровле горизонта БВ₈ в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ₁₀. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ₁, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой -1690 м, на западе и юго-западе - изогипсой - 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1⁰45', амплитуда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В целом Самолотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32 40 км, амплитуду - около 150 м.

В результате переинтерпретации материалов был выявлен ряд малоамплитудных поднятий (Солнечная, Южно-Вильентовская, Ловинская, Турская, Санчинская, Западно-Черногорская, Ижевская). В рамках данной работы построение структурных карт по опорным и целевым горизонтам проводилось комплексом Mapping, включающим подпрограммы увязки сейсмической информации (to) по горизонтам, построение карт изохрон, скоростей, структурных поверхностей. Структурные сейсмические карты по группе пластов БВ, ЮВ₁ и кровле баженовской свиты строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «Б» и соответствующей скоростной модели среды. Структурные карты группы пластов АВ строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «М». Несмотря на разнородность сейсмического материала (от однократного МОВ с аналоговой записью до современных съемок 3Д МОВ ОГТ), увязанные карты изохрон имеют дисперсию ± 2.5 мс, что при средней скорости 3.5 км/с приводит к погрешности определения глубин ± 8.75 м. С учетом погрешности определения скоростей, минимальная погрешность определения глубин может быть оценена в ± 10 м. Данные сейсмических структурных построений использовались для определения абсолютных отметок структурных поверхностей между скважинами при их невысокой плотности, а также в краевых частях месторождения, не освещенных данными бурения. В отличии от ранее принятых методик (графики схождения глубин по данным ГИС и сейсморазведки) строились карты разницы между структурными отметками по ГИС и сейсморазведки. Карты невязок вычитались из структурных сейсмических поверхностей, что позволили получить практически нулевые невязки в точках положения скважин и повысить точность сейсмических построений в межскважинном пространстве.

267 - Ершовое, 269 - Руфьеганское,

 

 1.3 Начальное состояние продуктивных пластов (начальное пластовое давление и пластовая температура; начальные запасы)

На участке Ершового нефтяного месторождения найдены четыре нефтяные залежи пластово-сводового, тектонически и литологически экранированного типов. Пласт Ю1 месторождения имеет блоковое строение. По уровню своих запасов данное месторождение относится к числу крупных.

Общий проектный фонд скважин составляет 554 ед., в том числе 328 добывающих и 123 нагнетательных скважины;

· бурение новых скважин: 75 добывающая, 59 нагнетательных скважин основного и 155 скважина резервного фонда;

· предусмотрена интенсификация системы заводнения путем организации блочно-замкнутых элементов разработки;

· проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти из пробуренного фонда, включая кислотные обработки и дострелнефтенасыщенных толщин горизонта ЮВ2 в 84 добывающих и 59 нагнетательных скважинах;

· средняя плотность сетки скважин – 10, 3 га/скв;

· проведение работ по гидроразрыву пласта (ГРП) на 92 скважинах;

· организация пробной эксплуатации горизонта ЮВ2 – на 25 добывающих скважинах основного, 20 скважинах резервного фонда и на 34 нагнетательных скважинах;

 проектный уровень добычи нефти – 1, 17 млн. т/год;

· максимальный объем закачки воды 4, 5 млн. м3/год;

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться: