Министерство образования и науки Российской Федерации

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИМЕНИ Н.Г.ЧЕРНЫШЕВСКОГО

Кафедра геологии и геохимии

горючих ископаемых

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ

УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Отчет о преддипломной практике

студента 5 курса геологического факультета

дневной формы обучения, группы №511

Корнуха Дмитрия Олеговича

Научный руководитель

кандидат геол.-мин.наук, доцент _______________ Л.А. Коробова

Зав. кафедрой

доктор геол.-мин.наук, профессор _______________ А.Д. Коробов

Саратов, 2013 год

Оглавление

Введение……………………………………………………………………..………………………….5

1.История геолого - геофизического изучения………………………………………………...….....8

2. Геологические особенности строения территории………..…………………………………….11

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза……………………………………..…11

2.2. Тектоническое строение………………………………………………...……………………….16

3. Нефтеносность………………………………………………………………………...………..…..20

3.1. Среднедевонская залежь……………………………………………………………………….20

3.2. Фаменская залежь………………………………………………………………………………..24

3.3. Серпуховская залежь…………………………………………………………………………..28

3.4. Среднекаменноугольно-нижнепермская залежь………………………………………………32

3.5. Верхнепермская залежь……………………………………………………………………….…37

Заключение……………………………………… …………………………………………………40

Список использованных источников……………………………………………………………...41

Список рисунков и таблиц

Рис 1. Обзорная карта…………………………………………………………………………..……..5

Рис 2. Тектоническая схема……………………………………………………………………….….17

Рис3. Структурная карта по кровле среднедевонских отложений……………………………….21

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пачек среднедевонской залежи ………………………………………………………………………………………………………….22

Таблица 2. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. в продуктивных пачках среднедевонской залежи………………………………………………………………….………………………………23

Таблица 3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пачек фаменской залежи……..26

Таблица 4. Сведения о запасах нефти на 01.01.2011 г. в продуктивных пачках фаменской залежи…………………………………………….……………………………………………………28

Таблица 5. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов серпуховской залежи..29

Таблица 6. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. в пластах серпуховской залежи…………32

Таблица 7. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи………………………………………………………………………………34

Таблица 8. Состояние запасов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи………………36

Таблица 9. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов верхнепермской залежи…………………………………………………………………………………………………37

Таблица 10. Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г. верхнепермской залежи………………39

Список графических приложений

Приложение 1. Сводный литолого-стратиграфический разрез Усинского месторождения. Масштаб 1:9000

Приложение 2. Геологический профиль Усинского вала, масштаб горизонтальный 1:100000, масштаб вертикальный 1:10000

Приложение 3. Карта разработки I+II+III пачки, среднедевонской залежи, масштаб 1:25000

Приложение 4.Карта разработки среднедевонской залежи IV пачки старооскольский горизонт(STR) на 01.01.2011, масштаб 1:25000

Приложение 5. Карта разработки на 01.01.2011 фаменской залежи Ф4+Ф5, масштаб 1:25000

Приложение 6. Структурная карта кровли проницаемых доломитов пачки 3 С_1S1, масштаб 1:25000

Приложение 7. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пачки 3 С_1S1 категория запасов С₁+С₂; карта нефтенасыщенных толщин пачки 3 С_1S1 категории запасов С₁, блок 1 масштаб 1:25000

Приложение 8. Структурная карта по кровле проницаемых карбонатов С₂, масштаб 1:25000

Приложение 9. Структурная карта по кровле проницаемых карбонатов С_3к+g, масштаб 1:25000

Приложение 10. Структурная карта по кровле проницаемых карбонатов Р_1а-s, масштаб 1:25000

Приложение 11. Карта разработки на 01.01.2011 залежи Р_2u, масштаб 1:25000

Введение

Преддипломная практика проходила с 1 июня по 23 августа 2013 года в компании ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз». Компания занимается добычей и разведкой нефти и газа в пределах республики Коми. Практика проходила в должности помощника оператора по добыче нефти.

Одним из объектов деятельности компании является Усинское месторождение. Это месторождение и было выбрано в качестве объекта изучения при написании данного отчета. Оно является крупным по запасам, сложным по строению и расположено в Усинском районе Республики Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности в пределах листа Q - 40 - XVI и входит в бассейн нижнего течения реки Колвы, правого притока реки Усы, впадающей в реку Печору. На рисунке 1 представлена обзорная схема района работ. Геологические запасы нефти на данном месторождении оцениваются в 966 млн. т по категории А+В+С₁ и 4,3 млн. т по категории С₂, из них извлекаемые по категориям А+В+С₁ 359 млн. т, по категории С₂ – 1млн. тонн.

Месторождение открыто в 1963 г. Ухтинским ТГУ, разрабатывается с 1973 г. Находится в Тимано-Печорской НГП, приурочено к Печоро-Колвинской НГО к южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала. В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры первого порядка, общая амплитуда которого в районе сводовой части Усинского поднятия составляет более 1000 м. Западное крыло пологое, восточное переходит во флексуру.

На Усинском месторождении в процессе геологоразведочных и экс­плуатационных работ было пробурено около 1200 скважин. В значительном по мощности стратиграфичес­ком диапазоне выявлено 5 разрабатываемых залежей. Они приурочены:

- к терригенным отложениям среднего девона

- к карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего девона;

- к карбонатным отложениям серпуховского яруса нижнего карбона;

- к карбонатной толще среднекаменноугольно-нижнепермского возраста;

- к песчаникам верхней перми.

Наиболее промышленно значимыми из них является залежи, приуроченная к среднему девону и среднекаменноугольно-нижнепермская. Среднедевонская залежь является пластовой сводовой, тектонически, стратиграфически и литологически экранированной. Вышележащая фаменская залежь является схожей по типу, но местами неполнопластовой. Серпуховская залежь – пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Среднекаменноугольно-нижнепермская залежь – массивная, сводовая. Верхнепермская – пластовая, литологически

экранированная. Свойства нефти изменяются вверх по разрезу: в ней уменьшается содержание легких фракций и нефть становится тяжелой. Высоковязкая нефть пермокарбоновой залежи Усинского месторождения содержит, как топливо, так и попутные полезные ископаемые: редкие металлы.

В связи с различием свойств нефти разработка залежи в отложениях нижней перми — среднего карбона ведётся с закачкой пара, среднего девона — методом поддержания пластового давления путём закачки воды в пласт.

На базе разведанных запасов нефти крупнейшего на европейском севере Усинского месторождения был создан нефтедобывающий район с центром в городе Усинске. По территории месторождения проложен магистральный нефтепровод Уса – Ухта, построена железнодорожная ветка от ст. Сыня до города Усинска. Грузоперевозки также осуществляются реками в период навигации.

Район месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от + 50 до +140 м; при этом низкие отметки (40 - 80 м) относятся к урезу реки Колва, пересекающей месторождение почти в меридиональном направлении. Поверхность сильно заболочена с типичной для лесотундровой зоны растительностью: ель, сосна, береза, лиственница. Климат района резко континентальный со среднегодовой температурой (– 2,5⁰С). Температура меняется от (+30^оС) летом до (– 55^оС) зимой. Среднее количество годовых осадков 450 мм. Реки вскрываются в мае - июне, ледостав в октябре-ноябре.

Энергоснабжение осуществляется от Печорской ГРЭС по ЛЭП проходящей через площадь месторождения. Основными полезными ископаемыми данного района являются нефть и газ. Кроме того, район месторождения располагает достаточными запасами строительного материала: глины, песка, и древесины[4].

Глава 1. История геолого-геофизического изучения

В 1933 году Полярной комиссией Академии наук СССР была создана Печорская бригада учёных во главе с Александром Петровичем Карпинским.

В 1939 году Северное геологическое управление приступило к работам по геологической съёмке Большеземельской тундры. Руководителем отряда, направленного на Колву, был назначен известный геолог Георгий Чернов. Именно с его именем связано открытие нового нефтегазоносного района. В ходе нескольких экспедиций Г.А. Чернов пришёл к выводу о том, что часть Большеземельской тундры может стать новым нефтегазоносным регионом. Он доказывал необходимость проведения здесь дальнейших геологических и геофизических работ, однако многие его коллеги считали выводы учёного абсурдом.

В 1957 году Г.А. Чернов составил план геолого-геофизических работ в тундре, в котором наметил к бурению глубокие скважины в низовьях реки Колвы (Усинская) близ Нарьян-Мара, в устье Харьяги и к юго-востоку от Воркуты (Юньягинская). А в ноябре 1960 года для освещения перспектив нефтегазоносности южной части Колвинского мегавала нефтеразведочной экспедицией № 2 треста «Печорнефтегазразведка» была забурена скважина № 1-Усинская. Заложению опорной скважины № 1-Уса предшествовали аэромагнитная (1953 г.), гравиметрическая (1955-1959 гг.) съемки, электроразведочные (1958 - 1959 гг.) и, в небольшом объеме, сейсморазведочные (МОВ и КМПВ) работы, а также структурное бурение (1958 - 1960 гг.).

24 октября 1962 года с глубины 2958 метра был получен приток лёгкой нефти. При опробовании скважины № 1 выявлено две залежи нефти – лёгкой и тяжёлой.

В октябре 1964 года пробурена скважина № 2, которая после опробования обводнённых объектов была ликвидирована. Скважина оказалась заложенной на низкой отметке.

Для промышленной оценки залежей нефти, вскрытых опорной скважиной, а также для выяснения перспектив нефтегазоносности среднего девона в 1964 году был составлен и утверждён проект поисковой разведки Усинской площади.

В октябре 1967 года в скважине № 7-Уса из песчаников среднего девона (интервал 3080–3144 м) ударил первый мощный фонтан легкой нефти. В сутки скважина давала более 600 куб. м.

В 1968 году был составлен проект разведки Усинского месторождения. Придавая большое значение созданию в Коми АССР новой крупной нефтяной базы, Госплан и Министерство нефтедобывающей промышленности СССР приняли в 1969 году решение о форсированном освоении северных месторождений нефти Тимано-Печорской провинции, о строительстве магистрального нефтепровода Уса – Ухта – Ярославль и организации добычи нефти в Коми АССР.

Высокая успешность ГРР была предопределена тем обстоятельством, что наряду с разведочным бурением на месторождении проводились уточняющие сейсморазведочные работы, оперативное использование материалов которых, в свою очередь, позволило добиться максимальной эффективности разведочного бурения.

На основании полученных материалов Ухтинским ТГУ был произведен подсчет запасов нефти и растворенного газа, утвержденный в ГK3 СССР.

Геофизические исследования в эксплуатационных и разведочных скважинах с 1972 г. выполнялись ПО «Коминефтегеофизика». Общие исследования выполнялись по всему стволу скважин в масштабе глубин 1:500 и включали в себя стандартный каротаж (КС), регистрацию потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), кавернометрию и профилеметрию (КВ+ПР), гамма-каротаж (ГК), инклинометрию. Проводились также исследования по контролю над техническим состоянием обсадных колонн и качеством перфорации. Детальные исследования проводились в масштабе глубин 1:200 в продуктивных интервалах и включали в себя стандартный для Тимано-Печорской провинции комплекс: КС, ПС, ДС, боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), боковой микро-каротаж (БМК), микрозондирование (МК), гамма-каротаж (ГК), гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-п), акустический каротаж (АК) с регистрацией интервального времени t.

На месторождении имело место систематическое невыполнение комплекса ГИС, как в разведочных, так и в эксплуатационных скважинах, связанное, в основном, с осложнениями, возникавшими в процессе бурения, которые привели к несоблюдению технологии скважинных исследований. Анализ имеющегося диаграммного материала показал, что более чем в 80 % случаев обязательный комплекс ГИС либо не был выполнен, либо были получены материалы неудовлетворительного качества, что существенно снизило эффективность исследований и по большинству скважин сделало невозможным получение достоверной информации о коллекторах.

B 1991 - 1992 гг. были проведены уточняющие сейсморазведочные работы 2D МОГТ в юго-восточной части пермо-карбоновой залежи в объеме - 145 пог. км, результатами которых явились материалы о структурно-тектоническом строении залежи в пределах изучаемого района.

По результатам геолого – геофизических работ в 1998 г. выполнен «Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения». Запасы нефти по четырем объектам подсчета (I (С₂b), II- (С₂m), III- (С₃), IV- (Р₁a+s) составили 733,5 млн. т по категориям В+С_1.

B период с 1999 по 2002 гг. были проведены уточняющие сейсморазведочные работы 3D, выполненные в объеме 60,5 км² в западной части залежи. Анализ волнового поля позволил выявить в разрезе пермо-карбоновых отложений рифогенные постройки, имеющие северо-западную зональную направленность, эрозионные врезы и палеовыступы. На основе комплексного анализа и структурных построений выявлены тектонические нарушения сбросового характера, которые, по всей видимости, были заложены в предвизейское время, но подвижки по ним периодически возобновлялись в эпохи региональной тектонической активности.

В 2003 г. заложена и пробурена оценочная скважина № 1 Оц (1480 м - С₂b) в северо-западной части участка ПТВ-3 с целью уточнения литологической характеристики и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, а также оценки выработки разреза при применении запроектированной паротепловой технологии.

В период с 2003 - 2007 гг. сервисной компанией «ПетроАльянс» проведены исследования методом ВСП в 13 скважинах с целью стратиграфической привязки основных горизонтов, изучения скоростных характеристик разреза, уточнения структурных планов, выявления возможных тектонических нарушений и изучения околоскважинного пространства.

В результате выполненных работ установлено, что основное направление системы трещин в исследуемых разрезах Р₁-С₃ скважин по данным акустического каротажа ХМАК соответствует азимутальной направленности Колвинского мегавала – 310-320^О СЗ. По данным ВСП уточнены структурные планы кровли залежи верхнекаменноугольных отложений, размытые в результате раннеартинской и предассельской регрессии. По скоростным характеристикам выявлены зоны каверно- и карстообразования, а также подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений в скважинах[4].

Одной из основных задач геологического доизучения на сегодняшний день является создание целостной структурно-тектонической модели, выделение зон развития трещиноватости (при помощи методов ВАК и ВСП), выявление закономерностей в распространении макро и микронеоднородности как по площади, так и разрезу с учетом переинтерпретации старых материалов и полученных новых данных[5].