По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 годах, по отражающему горизонту «Др», Южно-Орловское поднятие картируется в виде крупной антиклинальной складки, вытянутой в направлении с юга - запада на северо-восток и осложненное двумя куполами: северо-восточным и юго-западным. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 2370 м равны 10,3×1,9 км, амплитуда около 60-80м.Размеры северо-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 3,25х1,15км, амплитуда около 30м. Размеры юго-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 2,8х0,9км, амплитуда около 50м.
Юго-западный купол, который не охарактеризован данными глубокого бурения, по отложениям терригенного девона находится гипсометрически выше, чем северо-восточный, чем северо-восточный, на котором пробурен ряд глубоких скважин, давших нефть из отложений пашийского горизонта (пласты ДII , ДI, и ДII). Толщина терригенных отложений девона по данным сейсмики ~ 300 м
4. Нефтеносность
Южно-Орловское месторождение находится на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в составе Средневолжской нефтегазоносной области.
Залежи нефти и газа промышленного значения на территории Самарской области приурочены к отложениям трех систем: девонской, каменноугольной и пермской; в отложениях мезозойской системы имеются лишь включения битумов и пласты горючих сланцев. На Южно - Орловском месторождении промышленные притоки нефти были получены из пластов ДII, ДI и ДII девонской системы (пашийского горизонта), которые в настоящее время находятся в разработке (приложение №10).
Ниже приводится характеристика продуктивных пластов.
Залежь нефти пласта ДII.
Пласт ДII залегает на средней глубине 2500 м в нижней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДI глинистой пачкой толщиной 3 – 8 м (приложение №11).
Нефтенасыщение песчаников по керну отмечено в скважинах 13 и 25. Общая толщина пласта ДII изменяется от 33м (скважина 12) до 7,6м (скважина 24). Представлен пласт, в основном, тремя прослоями тонкозернистых, кварцевых песчаников, переслаивающихся с прослоями глин и алевролитов. Толщина песчаных прослоев по данным ГИС изменяется от 0,8м (скважины 21, 23) до 24,8м (скважина 22), толщина разделяющих их глинистых прослоев изменяется от 8,6м (скважина 23) до 0,4м (скважины 25, 20).
Нефтенасыщенность пласта ДII по материалам ГИС отмечается в скважинах 10, 13, 14, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. ВНК отбивается на абсолютных отметках минус 2362,9 м (скважина 13); минус 2364,6м (скважина 25). Нефтенасыщение по данным ГИС отмечается до абсолютной отметке минус 2362,5м (скважина 21), в скважине 22 раздел нефть–вода находится в интервале абсолютных отметок минус 2361,6– минус 2363,2 м, а в скважине 23 минус 2362,8– минус 2363,4 м. Промышленные притоки нефти были получены в скважинах: 10, 14, 21, 22 и 25 при опробовании интервалов минус 2343,7- минус 2348,7 м; 2351,6-2356,6 м; 2351,7-2356,7 м; 2336,4-2354,4 м; 2351-2357 м, соответственно. Дебиты нефти составили от 20,2 т/сут. до 63 т/сут. на 6 мм штуцерах.
Учитывая результаты опробования скважины 13 и приведенные данные ГИС по скважинам 13, 25, 21, 22 и 23, ВНК по залежи северо-восточного купола был принят на абсолютной отметке минус 2363м.
По юго-западному куполу граница залежи принята также на абсолютной отметке минус 2363м.
Рассматриваемые залежи по типу относятся к пластовым, с незначительными по площади нефтяными зонами. Размеры залежи северо-восточного купола 3,3×1,3 км, юго-западного – 1,4×0,55 км, высота 26,2 м и 20,0 м, соответственно.
Коэффициент песчанистости равен 0,74, расчленённости-2,6.
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 8 глубинных и 8 поверхностных проб из скважин №10,14, 21,22.
По результатам исследований этих проб и расчётов, приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти – 844,0 кг/м3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600 С) – 6,21 МПа, газосодержание – 30,5 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,14 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 892,0 кг/м3 , газовый фактор – 26,23м3 /т, объёмный коэффициент – 1,088.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,65%, азота – 13,09%, гелия – 0,066%, метана – 50,83%, этана – 13,86%, пропана – 14,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 21,51%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,942, а теплотворная способность – 46798 кДж/м3 .
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36%), смолистая (11,25%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0 С – 41,0%.
Пласт ДII эксплуатируется скважинами 10, 21, 22, 25.
Залежь нефти пласта ДI.
Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДII глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 – 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).
По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.
Пласт ДI опробован в добывающей скважине 24, где из интервала перфорации 2494-2501м (абс. отм. минус 2346,5- минус 2353,5 м) был получен фонтанный приток нефти. В скважинах 14, 20 и 23 пласт опробован и эксплуатируется совместно с пластом ДII .
Наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС в скважине 13 на абс. отм. минус 2354,9м. Наиболее высокое положение водонасыщенной части пласта на абс. отметке минус 2365,9м (скважина 12).
Водонефтяной раздел принят единым с пластами ДII и ДII на отметке минус 2363м.
Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25×1,5 км, высота -35,3м.
Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.
В виду того, что пласты ДII и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 834,0 кг/м3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600 С) – 6,15 МПа, газосодержание – 31,1 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,19 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 883,0 кг/м3 , газовый фактор – 26,67 м3 /т, объёмный коэффициент – 1,091.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,54%, азота – 11,12%, гелия – 0,074%, метана – 50,99%, этана – 14,84%, пропана – 15,19%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 22,35%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,945, а теплотворная способность – 48092 кДж/м3 .
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,46%), смолистая (10,19%), парафиновая (4,12%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0 С – 39,0%.
На 01. 01. 2003г. пласт ДI эксплуатируется скважинами 20, 23 – совместно с пластом ДII и скважиной 14 до 1998г. - совместно с пластами ДII и ДII.
Залежь нефти пласта ДII
Пласт ДII залегает на средней глубине 2475м в кровельной части пашийского горизонта и хорошо контролируется репером «кинжал», который залегает в
основании тиманского горизонта (приложение №13).
Нефтенасыщенность пласта ДII по данным ГИС установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14 и эксплуатационных – 20, 21, 23, 25. Нефтенасыщенным керном пласт представлен только в разведочной скважине 14.
Пласт ДII развит не повсеместно; в скважинах 11, 12, 17, 22 и 24 он замещается глинистыми породами, вследствие чего коллектор развит в виде полулинзы. Сложен пласт песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, не слоистыми. Общая толщина пласта, состоящего, в основном, из одного прослоя песчаника, составляет от 3,6м (скважины 10, 20, 25) до 1,0м (скважина 13).
Опробование пласта ДII в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.
Водонефтяной контакт пласта ДII ни по данным опробования, ни по данным ГИС не подсечен.
По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в скважине 25 на абсолютной отметке минус 2331,4 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважине 26 на абсолютной отметке минус 2372,4м.
Контур нефтеносности по залежи пласта ДII принимается единый с пластами ДII и ДI на абсолютной отметке минус 2363м.
Залежь пластово-литологического типа, размером 7,7×1,3 км, с незначительной водонефтяной зоной, высота залежи 47,3м.
Коэффициент песчанистости равен 0,95, а расчленённости - 1,1.
Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к тяжелым с плотностью 0,892 г/см3 (пласт ДII) и к среднему типу с плотностью 0,883 г/см3 (пласты ДII , ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПа×с до 50,34 мПа×с, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м3 /т.
По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).
В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана – 13,86-14,84 % моль, азота – 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху – 0,942-0,945.
По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 – совместно пласты ДII и ДI.
С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.
5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на юго-западном куполе
В 2000 году была произведена доразведка Южно-Орловского месторождения по отражающим горизонтам карбона, девона и кристаллического фундамента. В результате чего был выявлен юго-западный купол. Новые данные, полученные в результате сейсморазведочных работ и несоответствие утвержденных ранее запасов с количеством добытой нефти, послужило основанием для повторного пересчета запасов нефти и газа. В 2002 году институтом «СамараНИПИнефть» данная работа была выполнена. В результате чего произошло значительное увеличение площади месторождения, в основном за счёт выделения категории С2 . Юго-западный участок Южно-Орловского поднятия бурением не изучен.
В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, нефтеносности северо-восточного участка были показаны высокие перспективы отложений верхнего девона юго-западного участка, где выделяются три продуктивных пласта (ДI I , ДI , ДII )пашийского горизонта на обнаружение нефти.
Важнейшим геологическим документом при проектировании поисков является структурная карта поискового объекта, которая определяет форму поверхности кровли перспективной ловушки.
С целью поиска залежей рекомендуется заложить поисковые скважины №27,28. Первоочередной скважиной намеченной к бурению является скважина 27, рекомендованная к вводу в эксплуатацию на пласт ДII . Скважину предполагается пробурить в своде юго-западного купола, закартированного сейсмикой по отражающему горизонту Др. Поисковую скважину №27 закладываем до глубинны 2500 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:
- отбор керна, целесообразно и экономически выгодно, проводить в интервалах разреза, представляющих интерес в нефтяном отношении;
- отбор шлама;
- получение первых промышленных притоков нефти из исследуемых горизонтов;
- опробование и испытание в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных пластов.
Скважина 28 является зависимой от результатов бурения скважины № 27.
В случае открытия залежей в перспективном горизонте предполагаем заложения разведочной скважины №28. Разведочную скважину №28 рекомендуем заложить в седловине в 1500 метрах северо-восточнее от скважины №27 с проектной глубиной 2530 метров, для определения положения ВНК и выяснения размеров нефтеносной площади. Забой скважин №26 и №27 предполагается в отложениях живетского яруса муллинского возраста.
Таблица глубин
| Пашийский горизонт | № скважины | |
| №27 | №28 | |
| Глубина, м. | Глубина, м. | |
| Пласт ДII | 2310 | 2344 |
| Пласт ДI | 2336 | 2361 |
| Пласт ДI I | 2362 | 2392 |
В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500, а в перспективных интервалах в масштабе 1:200, до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:
- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;
- гамма-каротаж (ГК);
- нейтронный каротаж (НК);
- акустический каротаж (АК);
- кавернометрия;
- инклинометрия;
- термометрия.
Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:
- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;
- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;
- пробная эксплуатация выявленных залежей.
В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:
- боковое каротажное зондирование (БКЗ);
- боковой каротаж (БК);
- микрозондирование (МЗ);
- индукционный каротаж (ИК).
По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западного купола.
Задачи поисковой стадии считаются полностью решенными тогда, когда однозначно доказано наличие или отсутствие промышленных скоплений нефти в пределах исследуемой локальной площади.
6. Характеристика процессов разработки месторождения как источников воздействия на окружающую среду
Проектируемые мероприятия по разработке Южно-Орловского месторождения будут сопровождаться воздействием технических сооружений и технологических процессов на природную среду. Практически все экосистемы в зоне прямого воздействия будут испытывать определенное влияние.
Проектируемые промысловые объекты характеризуются различной степенью и длительностью воздействия на окружающую среду. Влияние на природную среду при бурении скважин на месторождении характеризуется как временное. При прекращении строительства, как правило, происходит самовосстановление природной среды.
Воздействие на окружающую среду при эксплуатации промысловых объектов характеризуется как непрерывное и длительное. Основными факторами экологической нагрузки будут неорганизованные и организованные выбросы. Источниками неорганизованных выбросов будут являться: утечки от неплотностей аппаратуры на площадках устьев скважин.
При этом помимо собственно природных углеводородов (нефти и попутного нефтяного газа), загрязняющими веществами являются высокоминерализованные пластовые воды, различные химические реагенты, применяемые при бурении скважин, процессах сбора, транспорта нефти, а также выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Экологическая характеристика основных из них и воздействие их отдельно на атмосферный воздух, водную среду и почву рассмотрены ниже.
Атмосферный воздух
Основными компонентами нефти являются предельные углеводороды , образующие группу соединений типа Cn H2n+2.
В обычных условиях углеводороды группы СН4 -С4 Н10 являются газами; С5 Н12 -С15 Н32 - жидкостями и свыше - твердыми веществами. Они представляют определенную опасность для окружающей среды, оказывая негативное воздействие на человека, растительный и животный мир, попадающие в зону влияния объектов нефтедобычи.
Жидкие углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвенного питания растений и резко снижают урожайность. При больших разливах нефти деревья полностью теряют листву, нередко и за пределами зоны непосредственного загрязнения. Среди органических веществ предельные углеводороды отличаются большой стойкостью и малой химической активностью. В то же время они обладают сильным наркотическим действием на живые организмы, усиливающимся с увеличением атомов углерода.
Вследствие этого, наркотическое действие углеводородов, составляющих основную массу нефтяных газов, сравнительно слабее, чем воздействие от жидких углеводородов. Ослабление их воздействия связано с очень низкой растворимостью в воде и крови, вследствие чего опасность отравления этими веществами создается только при высоких концентрациях.
Значительно сильнее действуют пары менее летучих (жидких) компонентов нефти. Под влиянием паров некоторых предельных углеводородов наблюдается неустойчивость реакций центральной нервной системы, такое воздействие проявляется не только при высоких концентрациях, но и при низких пороговых. Запах бутана человек ощущает при концентрации в воздухе 328 мг/м3 , пентана - 217 мг/м3 . Постоянный контакт с предельными углеводородами вызывает покраснение, пигментацию кожи и зуд.
При концентрации суммы углеводородов порядка 0,3 мг/л у работающих к концу вахты отмечалось снижение обоняния и возбудимость нервной системы, головная боль, слабость, сердцебиение.
Неоднократно имели место острые отравления с летальным исходом при несоблюдении правил техники безопасности при зачистке резервуаров, емкостей или цистерн из-под нефти. Концентрация паров нефти от 100 г/м3 опасна для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. Присутствие сероводорода и повышенная температура усиливают токсичность предельных углеводородов.
Сероводород (Н2 S) - бесцветный ядовитый газ с запахом тухлых яиц, тяжелее воздуха, скапливается в низких непроветриваемых местах, хорошо растворим в воде. Плотность сероводорода по отношению к воздуху - 1,19. Ощутимый запах сероводорода отмечается при концентрациях в воздухе 1,4-2,3 мг/м3 , значительный запах при 7-11 мг/м3 - запах тягостный. При более высоких концентрациях запах ощущается слабо вследствие привыкания. При попадании в растворенном виде на кожу вызывает ее раздражение. ПДК сероводорода в воздухе рабочей зоны при совместном присутствии углеводородов (хотя бы следов) - 3 мг/м3 . ПДК сероводорода в атмосферном воздухе населенных мест 0,008 мг/м3 . При концентрации в воздухе 200-300 мг/м3 наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и дыхательных путей, металлический привкус во рту, головные боли, тошнота. При 750 мг/м3 наступает опасное для жизни отравление в течение 15-20 минут. При концентрации 1000 мг/м3 и выше смерть может наступить почти мгновенно.
Меркаптаны - легколетучие бесцветные жидкости с плотностью ниже единицы. Плохо растворяются в воде, хорошо - в спирте и эфире. Обладают выраженным специфическим запахом и могут быть обнаружены в воздухе в концентрации до 2х10 -9 мл/л. Растворяются в щелочах, образуя меркаптиды.
В ничтожных концентрациях пары вызывают
29-04-2015, 00:49