Геологическое строение Сосновского месторождения

Сосновское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь. Ближайшие промышленные центры: Светлогорск, Мозырь, Калинковичи. Ближайшей транспортной магистралью является железная дорога Жлобин-Калинковичи, а также шоссейная дрога Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения.

Район преимущественно сельскохозяйственный.

В орографическом отношении территория представляет собой слаборасчлененную, заселенную равнину. Абсолютные отметки рельефа варьируют от +125 до +150м. Гидросеть представлена большим количеством мелиоративных каналов и водоемов, реками Ипа, Ведричь, Березина.

Поисковые работы на Сосновской площади начаты в 1967г. Сосновское нефтяное месторождение открыто трестом "Белнефтегазразведка" в мае 1973г. Первооткрывательницей подсолевой залежи нефти является скважина 13. В 1975г. получен промышленный приток нефти из задонского горизонта в скв.36. В декабре 1973г. начата опытная эксплуатация месторождения. До января 1979г. разработка месторождения осуществлялась согласно проекту пробной эксплуатации, составленному в 1974г. Гомельскким отделом УкрГИПРОНИИ нефть. Тематической партией треста "Белнефтегазразведка" был выполнен подсчет запасов нефти и растворенного газа по отделам УкрГИПРОНИИ. Запасы нефти утверждены ГКЗ в количестве: балансовые - 3305 усл. ед. и извлекаемые - 1332 тыс. т по категории С1. В 1984г. составлен уточненный проект пробной эксплуатации Сосновского месторождения. Согласно этому проекту пробная эксплуатация месторождения осуществлялась до 1990г., а в 1990г. отделом разработки УкрГИПРОНИИнефть составлена технологическая схема разработки Сосновского месторождения на основе запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ и в 1991г. месторождение введено в промышленную разработку.

Одновременно в 1986г. в границах горного отвода Сосновского месторождения, юго-западное крыло Сосновской брахиантиклинали по поверхности межслоевых отложений (изогипса - 2620), осложненное зоной отсутствия межслоевых отложений, было представлено, как отдельная межслоевая Пожихарская структура. В ее пределах была пробурен скв.Пожихарская-1, при испытании которой в колонне из интервала 2812-2820м получен приток нефти дебитом 50 м3/сут на 6мм штуцере.

После получения промышленного притока нефти и оперативного подсчета запасов зоны дренажа скв. Пожихарской 1, они были предоставлены как запасы самостоятельного месторождения в количестве 696 усл.ед. балансовых и 299 усл.ед. извлекаемых по категории С1.

В связи с пересчетом запасов нефти по Сосновскому и Пожихарскому месторождениям установлено, что Пожихарская структура по существу является юго-западным, осложненным зоной отсутствия межслоевых отложений, крылом Сосновской брахиантиклнали по поверхности межслоевых отложений и находится в пределах горного отвода Сосновского месторождения.

Разработка Пожихарского месторождения свидетельствует о наличии гидродинамической связи его резервуара с межслоевой залежью Сосновского месторождения. Поэтому межслоевые залежи Сосновского и Пожихарского месторождений нами представляются как единая залежь и их запасы подсчитаны совместно.

Сбор и транспорт нефти и газа осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти в нефтепровод "Дружба" и железнодорожными цистернами на НПЗ.

1.2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СТРАТИГРАФИИ И ЛИТОЛОГИИ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В геологическом строении Сосновской площади принимают участие отложения платформенного чехла от верхнепротерозойских до антропогеновых, залегающие на породах кристаллического фундамента.

Породы кристаллического фундамента (AR+RP1)вскрыты скважинами 20,23,32.Представлены гранитами мелко и среднекристаллическими, трещиноватыми, а также гранито-гнейсами крупнокристаллическими темно-серыми.

Вскрытая толща 23,9м. (скв.32)

Соленосными отложениями образования осадочного чехла разделяется на подслоевую (терригенную и карбонатную), межслоевую и надслоевую толщи.

Подсолевая терригенная толща сложена образованиями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы (PR2, D21vtb+pr, D2nr, D22st, D31ln).Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаивающимися песчаниками кварцевыми, алевролитом, мергелем, аргиллитом, доломитом и глинами.

Вскрыта толщина терригенной толщи 39,0-142,0м.

Подсолевая карбонатная толща, с которой связана нефтеносность Сосновского месторождения, представлена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского (кустовницкие слои) горизонтов верхнего отдела девонской системы (D31sr , D31sm, D31rch, D31vr, D31ev-ks). Продуктивными являются породы саргаевского, семилукского и воронежского горизонтов. Толщина составляет 150 и более метров.

Породы саргаевского горизонта представлены в основном доломитами кавернозными, трещиноватыми, в нижней части разреза глинистыми. Встречаются редкие прослои известняков и ангидритов.

Породы семилукского горизонта представлены доломитами разнозернистыми, неравномерно кавернозными, трещиноватыми. Крупные каверны выполнены ангидритом, кальцитом.

Образования речицкого горизонта представлены мергелями и глинами.

Отложения воронежского горизонта представлены доломитами трещиноватыми, кавернозными с прослоями известняка и мергеля.

Толщина от 40 до 60 м.

Отложения евлановского горизонта (кустовницкие слои) представлены чередующимися карбонатными, сульфатными и глинистыми породами: доломитом, глиной, известняком и ангидритом.

Нижнесоленосная толща включает нерасчлененные отложения евлановского (анисимовские слои) и ливенского (D31ev-an+ D31lv) горизонтов. Сложена преимущественно каменной солью. Несолевые породы приурочены в основном к анисимовским слоям и представлены прослоями известняков и ангидритов. Вскрытая толщина до 150 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов (D32ptr+el+zd+ D31dm) согласно залегает на нижнесоленосных отложениях. Породы промышленно-нефтеносные, в нижней части разреза залегает преимущественно известняки, ангидриты, и иногда встречаются прослои глины и мергелей. Выше по разрезу залегает толща серых и темно-серых ангидритов, ее сменяют мергели с прослоями известняка. Вверху разреза залегают известняки и ангидриты с прослоями мергелей, реже доломитов.

Толщина межслоевых отложений изменяется от 106 до 655 м.

Верхнесоленосные образования слагаются из двух толщ: галитовой и глинисто-галитовой, отличающихся по содержанию солей. Представлены отложениями лебедянского, оресского, стрешинского, нежнеполесского горизонтов фаменского яруса верхнего отдела девонской системы (D32lb+or+str+pl1). Галитовая толща сложена преимущественно каменной солью маломощными пластами несолевых пород: известняков, ангидритов, мергелей, глин. Глигисто-галитовая толща представляет собой переслаивание глин, ангидритов, реже известняков и мергелей с каменной солью.

Вскрытая толщина изменяется от 325 до 3250 м.

Надсолевая толща сложена отложениями полеозойской (девонская D32pl2, каменноугольная С, пермская Р системы), мезозойской и кайнозойской эратем.

Литологически толща представлена терригенными и карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов, известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, писчим мелом, ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями).

Толщена надсолевых отложений достигает 1000 м.

1.3 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

Сосновское месторождение расположено в центральной, наиболее погруженной части Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий между Осташковичским месторождением на востоке и Давыдовским на западе.

По поверхности подсолевых отложений Сосновская структура представляет собой моноклиналь, полого погружающуюся на северо-восток. Угол падения пород 5-60.

Структура разбита на четыре изолированных блока малоамплитудными (25-50 м.) субмеридиональными нарушениями, не имеющими продолжение в межсолевом комплексе, кроме восточного нарушения, отделяющего Сосновскую структуру от Осташковичской. Его амплитуда более 100 м.

С юга и юго-запада подсолевой комплекс ограничен одним из разломов из системы разноамплитудных разрывных нарушений Речицкого регионального разлома.

По поверхности межсолевых отложений Сосновская структура представляет собой в пределах изогипсы- 2620м. брахиантиклиналь, осложненную биогермными постройками в районе скв. 39,66, 5, на юге -зоной отсутствия межсолевых отложений, на востоке - высокоамплитудным нарушением типа "сброс", о котором говорилось выше.

1.4 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Промышленная нефтеносность Сосновского месторождения связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов.

Елецко-задонская залежь

Межслоевая залежь вскрыта и опробована 15-ю скважинами. Коллекторами нефти елецко-задонской залежи являются доломиты и известняки. В зависимости от условий формирования вмещающих пород тип коллектора в пределах залежи изменяется. Залежь классифицируется как массивная, ограниченная в плане условным контуром нефтеностности, с юга-зоны отсутствия межслоевых отложений, с юго-востока - тектоническим нарушением.

Размеры залежи 0,9-4,0 км. х 2,6 км х 64 м. Эффективные нефтенасыщенные толщи по скважинам, выделенные по ГИС, изменяются от 1,6м (скв. 65) до 33,6 м ( скв.39), пористость - от 4,8 % (скв.67) до 10,8 % (скв.5), нефтенасыщенность - от 57,3% (скв. 8) до 78,8% (скв.5).

Режим работы залежи упруго-замкнутый. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления.

ВНК принят на абс. отметке - 2631 м, которая соответствует нижним дырам самого глубокого интервала перфорации, давшего приток безводной нефти в скв. 1-Пожихарской.

По подсолевому комплексу месторождение разбито тектоническими нарушениями на четыре изолированных блока, три из которых представляют собой отдельные объекты подсчета. Продуктивными являются западный, центральный и восточные блоки. В каждом блоке разведаны воронежская, семилукская и саргаевская залежи.

Воронежские залежи

Продуктивный воронежский горизонт вскрыт на западном блоке скв.13, на центральном - скв.35, на восточном - скважинами 32, 62, 63, 64. Притоки нефти в колонне получены в скв.13 (32,5 м3/сут.), скв.35 ( 160 м3/сут.). В скв. 32 получен приток нефти в открытом стволе (69,6 м3/сут.). В свк..64 при испытании пластоиспытателя получен приток нефти с буровым раствором. Коллекторами нефти воронежских залежей являются доломиты в различной степени известковистые, перекристаллизованные, трещиноватые.

Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежи пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока; с севера - контуром нефтеносности. Размеры залежей: западный блок - ширина 0,75 км, длина-2км, высота - 85м; центральный блок 4км х 0 , 75км х 125м. Режимы работы залежей: на западном блоке - режим растворенного газа (что обусловлено ограниченностью блока тектоническими нарушениями со всех сторон); на центральном и на восточном - упругий водонапорный. Нефтенасыщенные толщи, выделенные по ГИС, изменяются от 1,1 м (скв.62) до 15,8 м. (скв.13). Пористость выделенных пластов - коллекторов изменяется от 4,8% до 6,7%, нефтенасыщенность от 68,5% до 78%.

Семилукские залежи

Семилукские продуктивные отложения испытаны в скважинах 13, 32, 33, 62, 63; в эксплуатационной колонне дебиты изменяются от 0,6м3/cут. (скв.33) до 174 м3/cут. (скв.32).

Вмещающими породами являются доломиты перекристаллизованные, кальцитизированные, сульфатизированные и относятся к каверново-порово-трещинному типу коллектора.

Залежи нефти продуктивных западного и восточного блоков пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока, с севера - контуром нефтеносности.

Размеры залежей: западный блок - ширина 0,38 км, длина 2,1км, высота 40м; восточный блок - 4 км х 0,5 км х 80 м.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 19,7 м (скв. 62) до 3,2 м.(скв.33), пористость пластов-коллекторов - от 3,9% до 7,8%, нефтенасыщенность - от 76,4% - 90,3%.

Режим работы залежи восточного блока упруговодонапорный.

Саргаевские залежи

Отложения саргаевского горизонта в границах месторождения после 01.07.77г. испытаны в скв. 51 и 64 - притоков не получено

В скв.63 (восточный блок) совместное испытание в колонне семилукского и саргаевского горизонтов дало приток нефти дебито 60 м3/сут.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Пласты-коллекторы выделены в скважинах 13-8,8м; 32-7,2м; 63-7,6м; пористость соответственна 4,8%; 3,5%;5,1%; нефтенасыщенность 82,0%;85%; 88,9%. Подсчетными блоками по саргаевскому горизонту являются западный и восточный. Их размеры соответственно: 2,2 км х 0,25км х 30 м и 4км х 0,38 км х 40м.

Саргаевская залежь не разрабатывается

Подсолевые нефтеностные горизонты относятся к единой гидродинамической системе, поэтому водонефтяной контакт для каждого блока у них единый. Значение ВНК в данном отчете сохраняется по западному блоку -3136м прежним, утвержденным ГКЗ.

По восточному и центральному блокам изменился и стал - 3165м.