Среднеботуобинское нефтяное месторождение

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования

 

 

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ

 

кафедра ГЕОФ

 

Лабораторная  работа № 2

Среднеботуобинское нефтяное месторождение

 

 

 

 

 

Выполнил:

Студент гр. 2Б23Б

Рогиня А.В.

Проверил:

       Третьяков  А.Н. 

 

Томск 2013

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднеботуобинское нефтегазовое месторождение, расположенное в Мирнинском и частично в Ленском районах Якутии, приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам на северо-востоке НБА. Оно открыто в 1970г. [Нефтегазоносные бассейны... Вып. 7, 1994]. Здесь выявлены залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит. В отдельных скважинах получены притоки УВ из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 - нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта   60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м. Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора – 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, не-фтяной оторочки - от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке. Залежь пласта В12 - газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется от 0 до 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.

Пластовое давление значительно выше гидростатического - до 15,1 МПа, пластовая температура - около +16 °С. Породы часто засолонены. Залежи газоконденсатные и нефтегазовые, неантиклинальные, пластовые, вероятно, литологически ограниченные. Изучены слабо. Залежи пластов Б3-4 и Б5 - газонефтяные, неантиклинальные, пластовые, также изучены слабо. Локализация коллекторов сходна с описанной для пласта Б1. Пласты сложены доломитами кавернозными, засолоненными, с прослоями глинистых доломитов. Пластовое давление близко к гидростатическому.Залежь пласта Б12   газоконденсатно-нефтяная, неантиклинальная, пластовая, ограничена литологически, а с северо-востока экранируется разломом. Продуктивное поле разбито дизъюнктивными нарушениями на несколько блоков. Наиболее продуктивна центральная часть месторождения. Пористость доломитов достигает 16 %, проницаемость   до 20×10-15 м2. Дебиты нефти и газа достигают 20 м3/сут и 23 тыс.м3/сут соответственно. Пласт В10 распространен по всей площади месторождения, уменьшаясь в мощности от 18 до 8 м в северо-западном направлении. Залежь пласта - газоконденсатно-нефтяная, неантиклинальная, пластовая, представлена несколькими продуктивными блоками, разделенными текто¬ническими и литологическими барьерами. Наиболее крупный по площади и запасам углеводородов - юго-западный блок. Здесь выявлены наилучшие коллекторские свойства пласта В10: пористость песчаников достигает 20 %, проницаемость - 300×10-15м2, однако коллектор часто засолонен. Пластовое давление - 15,3-15,9 МПа, температура - +19°С. Строение и насыщение пласта второго по значимости блока месторождения - юго-восточного - аналогично вышеописанному. Остальные блоки месторождения более мелкие и характеризуются водяным, газовым и смешанным насыщением пласта. Пласт В13 залегает на коре выветривания кристаллического фундамента или донепских песчаниках и гравелитах и уменьшается в мощности в северо-западном направлении от 20 до 0 м. В том же направлении уменьшается в мощности глинистая пачка, отделяющая пласт В13 от В10, на северо-западе она выклинивается, что создает условия для гидродинамической связи этих пластов. Залежь пластагазоконденсатно-нефтяная, неантиклинальная, пластовая, разбита тектоническими нарушениями на блоки. Наиболее значимый для пласта юго-западный блок характеризуется нефтяным насыщением. Пористость песчаников достигает 20 %, проницаемость    800×10-15 м2, пластовые давление и температура совпадают с приведенными для пласта В10 вследствие гидродинамической связи между пластами. Дебиты нефти достигают 100 м3/сут. В другом крупном блоке -юго-восточном - насыщение также нефтяное, а прочие блоки характеризуются водо- или газонефтяным насыщением. Кроме разломов, залежь экранируется литологически, а также стратиграфически линией выклинивания пласта В13 на северо-западе.

 

На юго-востоке, на границе  с Байкало-Патомской областью находится зона. шарьяжных перекрытий площадью около 70 тыс. км² [Нефтегазоносные бассейны... Вып. 7, 1994]. Разрывные нарушения в отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского регионального прогиба представлены зонами крупных субвертикальных разломов северо-восточного (Ангаро-Вилюйская, Ангаро-Алымджинская), северо-северо-восточного (Каймоновская, Вилюйско-Мархинская) и северо-западного (Ербогачено-Чуйская, Таймуро-Ереминская, Бирюкская) простирания, а также лонными и субгоризонтальными разломами, по которым происходило надвигание пород Байкало-Патомской складчатой области на отложения Сибирской платформы [Нефтегазоносные бассейны... Вып. 7, 1994].

В рифейское время осадконакопление происходило в пределах Предпатомского прогиба, а на территории Непско-Ботуобинской антеклизы была суша. В течение венда восадконакопление постепенно вовлекается вся территория антеклизы, наиболее приподнятой была северо-западная ее часть. Северо-западный склон антеклизы начал формироваться в позднепалеозойско-триасовое время, когда происходило заложение и развитие Тунгусской синеклизы. К этому же времени относятся проявления траппового магматизма, существенно осложнившего структуру осадочного чехла антеклизы [Там же]. Трапповые образования составляют около 3 % от объема платформенного чехла [Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986] и залегают стратиграфически выше основных продуктивных горизонтов, поэтому их влияние на нефтегазоносность незначительно. Тела траппов первого уровня залегают в нижнекембрийских отложениях усольской, белской, булайской и ангарской свит. Они протягиваются вдоль длинной оси Непско-Ботуобинской антеклизы в виде полосы шириной 50-150 м и площадью около 100 тыс. км2. Мощность их меняется в пределах 70-120 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литратура: http://geofut.com/