Отчет по практике в ООО «Петромир»

По химическому составу вода хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 497.7 г/л, содержанием брома до 8.9 г/л.

В гидродинамическом  отношении соленосная формация является. переходной от свободного к затрудненному водообмену. Верхняя часть соленосной формации обычно характеризуется гидростатическими или аномально низкими пластовыми давлениями, в нижней части довольно часто фиксируются АВПД. Поэтому скважины, расположенные на водоразделах, при проходке верхних интервалов обычно поглощают буровой раствор. А при низком стоянии базиса - в долинах рек или вблизи зон питания, наоборот, иногда дают интенсивные переливы. Даже аварийные фонтаны воды или рассолов (например, скв. 13 Омолоиская, скв. 1 Усть-Кутская).

Подсолевая гидрогеологическая формация объединяет осинский горизонт .усольской свиты и всю нижележащую толщу до кристаллического фундамента и подразделяется в свою очередь на два гидрогеологических комплекса: верхнемотско-осинский карбонатный и ушаковско-нижнемотский терригенный.

В составе верхнемотско-осинского  карбонатного комплекса выделяются осинский и устькутский горизонты. Осинский горизонт, как правило, имеет аномально высокое пластовое давление. Притоки высокоминерализованной пластовой воды из этого ! горизонта' в скв. 161 Подволочной составили 13,3 м3/сут, в скв. 1 Грузновской и скв. 131  Верхоленской - 10-15 м3/сут и ДО 900 м3/сут, соответственно. Подземные воды хлоридного кальциевого состава с минерализацией от 311.5 до 478 г/л с содержанием брома до 10 г/л, плотностью 1.33-1.38 г/см3. Усть-кутской горизонт проявил себя в скв. 1 Грузновской, где получен приток пластовой воды дебитом 7 м3/сут, плотностью 1.38 г/л с содержанием брома 7.59 г/л. Вода хлоридная натриевая с минерализацией 390 г/л.

Ушаковско-нижнемотский терригенный комплекс, объединяет терригенные отложения, от кровли нижнемотской подсвиты, до поверхности кристаллического фундамента. Водоносными в данном комплексе могут быть парфеновский и 6оханский горизонты. Нижнемотской подсвиты имеющими региональное распространение в пределах подсвиты.

Иркутского амфитеатра и базальный пласт песчаников в ушаковской свите. На рассматриваемой территории водоносный комплекс сложен песчано-глинистыми отложениями нижнего кембрия и венд-кембрия. Водоупором являются лежащие сверху  среднемотские сульфатно-карбонатные отложения.

Наиболее полно изучен парфеновский горизонт, с которым  связаны притоки пластовой воды различной интенсивности. В скважинах 1, 134 Грузновской площади приток пластовой воды составил 2-4 м3/сут, в скв. 2 на 3наменской площади - 1 м3/сут. В скв.1 Тутурской дебит - до 2 м3/сут, В скв. 161 Подволочной - 8,7 м3/сут. По химическому составу подземные воды хлоридного кальциевого состава с минерализацией до 400 г/л и содержанием брома до 6 г/л. Кроме того, в скв. 161 водоносен шамановский горизонт, дебит 95,4 м3/сут.

Боханский горизонт прослеживается по всей территории Ангаро-Ленского артезианского бассейна. На Ковыктинском газоконденсатном месторождении при испытании ИП в скв. 2 получен рассол в смеси с фильтратом; бурового раствора, в скв. 1 отмечено интенсивное поглощение бурового раствора. Притоки пластовых вод получены при испытании скважин на Верхоленской площади (скв.1 -25 м3/сут, плотность 1.13-1.15 г/см3 с содержанием брома 6.87 г/л), на Коркинской площади (скв. 15- 8.6 м3 /сут, плотностью 1.3 г/см3). На Грузновской площади в скв. 134 горизонт проявил себя интенсивным поглощением бурового раствора. На Тутурской площади в скв. 2 при испытании горизонта получен приток пластовой воды дебитом 0.7 м3/сут, в скважине 1 наряду с притоками газа получена пластовая вода дебитом до l.5 м3 /сут.

По химическому составу  подземные воды, хлоридного кальциевого  типа с минерализацией 345 г/л, содержание брома меняется от 2.7 до 5.1 г/л.  

Специальных геокриологических  исследований на площади поисковых  работ не проводилось. Сопредельная территория Ковыктинского месторождения относится к району с островным распространением мерзлотных пород. Толщина мерзлых пород не превышает 40-45 м, температура - не ниже -2 С. Толщина многолетнемерзлых пород изменяется в пределах от 40 до 0 м, закономерно сокращаясь в сторону предводораздельных крутых склонов и речных долин. Минимальная отрицательная составляет -0.3 С (скв.2 Ковыктинская), минимальная отрицательная температура; зафиксированная в горных выработках, равна -0.5 С. Максимальные глубины протаивания составляют 2.0 - 2.9 м.

По термограммам скважин 1, 2, 28, 32 Ковыктинского месторождения  была определена температура парфеновского горизонта: 53 С,56 С, 57 С соответственно.

В приустьевой части  скважин на глубине до 50 м температура не превышает 5-7 С.

Химический состав, физические свойства и газовый состав пластовых  вод приведены в табл. 2.3.1,2.3.2.

                            2.4. Нефтегазоносносность

Левобережный лицензионный участок располагается в центральной части Ангapo-Ленской нефтегазоносной области перспективной, главным образом, на газ. В соответствии с выполненной в 2001 r. оценкой начальных прогнозных ресурсов УВ в недрах Ленно-ангарского междуречья содержится около одного триллиона м3 свободного газа (категории  Д 1) территория лицензионного участка слабо изучена геолого-геофизическими исследованиями и глубоким бурением. Однако результаты работ на смежных площадях позволяют говорить о высокой степени ее перспективности на газ, а так же, вероятно, нефть. Так, к востоку от рассматриваемого лицензионного участка расположены: Чиканская, Тутурская, газоносные, площади и уникальное Ковыктенское газоконденсатное месторождение, к юго-востоку и северо-западу, братское и aтoвcкoe месторождения  меньшего масштаба.

 Балаганская газоносная  площадь. Непосредственно южнее  доказана газоносность Тыптинской, Знаменской и Рудовской площадей,

Нефтегазоносность венд-кембрийских  отложений приурочена к регионально прослеживаемыми горизонтами подсолевой терригенной части осадочного чехла и вышележащей галогенно-карбонатной толщи. В подсолевой терригенной толще - это боханский, парфеновский, шамановский и безымянный горизонты. Определяющим фактором формирования залежей нефти и газа в указанных горизонтах является наличие зон развития поровых- коллекторов. В пределах развития таких зон практически все ловушки (структурные, структурно- литологические, структурно-тектонические), содержат залежи нефти и (или) газа. С этой точки зрения рассматриваемая территория Левобережного участка расположена в достаточно благоприятной зоне. Здесь, по данным бурения на окружающих площадях прогнозируется наличие коллекторов в основных перспективных горизонтах терригенного комплекса - парфеновском и боханском.

Рассмотрим сведения о продуктивности перечисленных горизонтов подробнее.

В вендском нефтегазоносном  комплексе(терригенные отложения  ушаковской свиты и мотской свит) основными объектами поиска углеводородных скоплений считаются парфеновский и боханский продуктивные горизонты (см. приложения 2 - 5), обнаружение залежей возможно также в базальном и шамановском пластах (горизонтах).

Базальный пласт залегает непосредственно на поверхности кристаллического фундамента или породах коры его выветривания. Характеризуется сложным строением, значительной фациальной изменчивостью. Песчаники, как правило, разнозернистые, часто гравелитистые. Для них характерна плохая сортировка и окатанность псаммитового материала, высокого содержание цемента. Емкостно-фильтрационные свойства - низкие.

Пористость пород изменяется от 2 до 15 %, проницаемость составляет,( 1-:-10)* 10-15 м2. Флюидоупором является верхняя аргиллит-алевролитовая часть ушаковской свиты. На площади ( скв.174) по комплексу Гис выделен слой песчаников предположительно газонасыщенных, с коэффициентом пористости по АК =0.09 и  эффективной толщиной 1.6 м. При опробовании ИП в открытом стволе (интервал 3513-3460м) притока не получено. На Купской площади этот пласт представлен песчаниками глинистыми, мелкозернистыми, иногда разнозернистыми, серо-цветными и пестроцветными. Пористость этих песчаников варьирует в пределах 6.94-7,86 %, проницаемость - от 0.06  до 0.08* 10-15 м2.

Боханский пласт залегает в основании мотской свиты, имеет терригенный состав и характеризуется литологической невыдержанностыо. К нему приурочены скопления газа

Чиканской, Боханской, Шамановской, Тутурской, 3наменской, площадях. Дебиты газа колеблются от 5 -;- 16 тыс. м3/сут  на Тутурской до 76 тыс. м3/сут (на 8 мм штуцере) на Шамановской и до 1,5 - 2.0 тыс. м3/сут на Знаменской площадях. _Незначительные притоки газа (до I тыс. мЗ/сут) получены на Осинской (скв.3, 6), Парфеновской (скв.3), Тыретской, Тыптинской, Коркинской, Петровской (скв.1), Подволочной (скв. 161) площадях. Наряду с нефтегазопроявлениями, в целом ряде скважин отмечались притоки воды дебитом от 13 до 75 м3/сут. Этот обширный район развития коллектора включает себя Ковинскую (скв.1), Соснинскую (скв.15 8), Верхоленскую (скв.1, 100), Тутурскую, (скв. 4), Балаганкинскую (скв.1, 2) и Христофоровскую (скв.101) площади. Рассмотрим

Результаты вскрытия пласта по ближайшим площадям. Здесь и ниже сведения по интервалам притоков в скважинах, тяготеющих к лицензионному участку см. в табл.2.4.1.а.б.

На Грузновской площади (скв.134) пласт сложен песчаниками с удовлетворительными коллекторскими свойствами (пористость до 13.3 %, проницаемость до 1.99*10-15 м2), толщина - 51 м, предположительно водонасыщен. Испытания горизонта не проводилось. На Чиканской площади этот объект представлен тремя пластами песчаников, (толщиной в 20,.40 и -5 м), разделенными аргиллито-алевролитовыми перемычками, фильтрационно-емкостные свойства пластов удовлетворительные. Дебит, а из двух нижних пластов составил 23.5 тыс. м3/сут. на диафрагме 4.84 мм. На Тутурской площади с боханским пластом связаны газопроявления с дебитом от 2-3 до 16 тыс.м3/сут и притоки пластовой воды дебитом 1-1.5 м3/сут, на 3наменской площади - незначительный приток газа дебитом до 1 тыс.м3/сут. На Чорской площади (скв. 115) получена нефть дебитом 0.5 м /сут и пластовая вода при динамическом уровне 950 м. Открытая пористость песчаников варьирует в пределах 4.81-9.2% (среднее значение 7.46%),межзерновая проницаемость, от 0 до 1,31 10-15 м2 (среднее значение 0.33 10-15 м2). На Ковыктинском месторождении толщина пласта изменяется в пределах 52 - 74 м. Представлен он кварцево-полевошпатовыми и кварцевыми песчаниками, разнозернистыми и гравилитистыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники плотные, с низкой фильтрационно-емкосной  характеристикой (пористость 1.6-7%, в единичном образце до 10%, межзерновая проницаемость от непроницаемых до 0.58*10-15 м2, в единичном образце 3.8*10-15M2). Горизонт литологически невыдержан, выклинивание аргиллито-алевролитовой перемычки обусловливает слияние второго и третьего пласта в единый (скв. 1, 3). Насыщение не выяснено. Притоков из него при опробовании в процессе бурения скважины 2, 3 не получено.

 Шаманский  пласт продуктивен на Балаганкинской и Шамановской площадях.

Притоки газа высокодебитны. В Балаганкинской скв.1 дебит газа достигал 280 тыс.м3/сут, конденсата - 18.7 м3/сут на шайбе 25.4 мм, а в Шамановской скв.15 дебит газа ставил 100 тыс.м3/сут, конденсата - до 35 м3/сут 11 пластовой воды 23.4 м3/сут.

 Парфеновский горизонт - основной объект локализации запасов и ресурсов газа. Он повсеместно развит на рассматриваемой территории. Мощность пород-коллекторов достигает в нем 29 м, коллекторские свойства довольно высокие. Залежи, выявленные в этом пласте, как правило, структурные и структурно-литологические. Именно с ним связаны углеводородные скопления на Атовской, Братской, Ковыктинской площадях. Притоки газа получены на Парфеновской (скв. l, более 100 тыс. м3/сут.) и Грузновской (скв. 1 и 134, до 5 тыс. м3/сут. газа с водой) площадях; газопроявления (не более 1 тыс.м3/сут.), отмечаются на - Осинской (скв.9), Ахинской (скв.2), Парфеновской (скв.4), Бильчирской (скв.1), Подволочной (скв. 161), Южно-Радуйской и Тулунской (скв. 1). Кроме того, на Тыретской, Леоновской, Родионовской и других площадях получены притоки пластовых вод различной интенсивности, достигающие на Тагнинской и Хор-Тагнинской площадях 38 + 47м.3/сут.

На Ковыктинском газоконденсатном месторождении парфеновский горизонт сложен песчаниками кварцево-полевошпатовыми  и кварцевыми, серого, зеленовато-серого И голубовато-серого цвета, разнозернистыми и гравелитистыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов серых и темно-серых. По литологическим признакам и геофизическим характеристикам в разрезе горизонта выделяются 2 пласта: нижний (пласт 11 толщиной 26.7 - 38.6 м) и верхний (пласт 1 толщиной 21.6 - 40.4 м). Основным продуктивным объектом на месторождении является пласт 11, эффективная толщина которого колеблется в пределах 9.4-26.8 м. Значения открытой пористости достигают 18%, межзерновой проницаемости -90.3* 10-15M2. и более. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый. Пластовое давление на месторождении ниже гидростатического и равняется 25.6 МПа.

В подсолевом карбонатном  комплексе обособляются два продуктивных пласта преображенский и устькутский.

Прео6раженский  пласт на рассматриваемой территории промышленного значения не имеет и рассчитывать на обнаружение здесь значительных притоков пластового флюида, по-видимому, не следует.

Уcть-Кymcкий  горизонт в рассматриваемом районе проявил себя слабыми притоками нефти и газа в скв. 161 Подволочной площади. Здесь после проведения ПГ Д - БК и малообъемной кислотной обработки получен приток нефти дебитом 0.31 м3/сут и факел газа до 1.5 м при динамическом уровне 1916 м. Тем не менее, вероятн6сть обнаружения углеводородных скоплений на этом уровне не велика.

В кембрийском нефтегазоносном комплексе выявлен ряд горизонтов с промышленными притоками или проявлениями нефти и газа. Однако, залежи с доказанной промышленной значимостью в рассматриваемом районе не обнаружены.

Осинский горизонт проявил себя притоками на нескольких площадях Ангаро-Ленской НГО. Притоки нефти до 5 м3/сут - на Атовской (скв.2, 7) площади, газа до 2 - 3 тыс. м:/сут - на Осинской (скв. 2) и Тыретской (скв. 6) площадях. Газонефтепроявления отмечались на Парфеновской, Балыхтинской, Южно-Радуйской, Боханской, Кутуликской, Нукутской и Братской площадях. На Леоновской - зафиксирован приток пластовой воды дебитом  13.4 м3/Сут. Промышленная продуктивность, pезepвyapa  на рассматриваемой территории, по-видимому, не может представлять, существенного интереса.