• Вход
  • Регистрация
  • Подписка

Месторождения нефти и газа



Борисовское месторождение


Белоруснефть  Нефтегазоносная провинция: добавить провинцию
Тип месторождения: добавить тип месторождения
Местонахождение: Беларусь
Мобильная связь: добавить мобильную связь
Координаты: 52.69327163696289, 28.66320
Компания: Белоруснефть

Борисовское месторождение расположено на границе Гомельской и Могилёвской областей республики Беларусь. В административном отношении Борисовское месторождение расположено в октябрьском районе Гомельской области Республики Беларусь, в 65км к северо-западу от г.Светлогорска. В орографическом отношении район представляет собой слегка всхолмленную заболоченную равнину, значительная часть которой покрыта смешанным лесом. 

Гидрографическая сеть представлена реками Днепр, Птичь, Оресса, а также мелкими притоками и широкой сетью мелиоративных каналов и небольших водоемов. Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха +6 - +7оС. Среднегодовое количество осадков 550-600 мм. Глубина промерзания грунта 40-50см.

В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Основные отрасли: земледелие и животноводство. Промышленность развита в г.Светлогорск, где сосредоточены предприятия легкой, пищевой, химической и нефтедобывающей промышленности.

 

Геолого-физическая характеристика месторождения


В геологическом строении Борисовского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая.

Породы кристаллического фундамента скважинами Борисовского месторождения не вскрыты. Подсолевая терригенная толща включает в себя верхнепротерозойские и девонские отложения в составе витебско-пярнусского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов. Литологически отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами, доломитами.

Подсолевая карбонатная толща сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонта мощностью от 100 до 140м. Литологически отложения представлены доломитами, известняками, мергелями с прослоями ангидритов, глин.

Нижнесоленосная толща включает нерасчлененные отложения евлановского (анисимовские слои), ливенского и домановичского горизонтов и литологически сложена переслаиванием каменной соли, мергелей, глин, ангидритов, доломитов и известняков.

Межсолевая толща в составе задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях. Разрез сложен преимущественно серыми, темно-серыми, глинистыми известняками, мергелями. Мощность отложений 280-300м.

Верхняя соленосная галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найдовских слоев оресского горизонта несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена каменной солью с прослоями известняков, мергелей, глин, ангидритов, доломитов.

В верхней части горизонта нередко залегает пласт калийных солей. Мощность горизонта 1320-1350 м.

Верхнесоленосная глинисто-галитовая толща сложена шатилковскими слоями оресского горизонта, стрешинским и нижнеполесским горизонтами, представлена переслаиванием глин, песчано-алевролитовых пород с прослоями мергелей, доломитов, известняков. Мощность отложений колеблется от 1320-1480м.

Надсолевая толща включая верхнюю часть полесского горизонта фаменского яруса верхнедевонской системы, каменноугольную и пермскую системы палеозойской группы, мезозойскую группу (триасовая, юрская, меловая системы) и кайнозойскую группу (палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы), сложена глинами, мергелями с прослоями известняков, доломитов, алевролитов, песков и песчаников.

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 220 до 375м.

В тектоническом отношении Борисовское месторождение находится в Северной зоне Припятского прогиба и приурочено к западной части Речицко-Вишанской зоны поднятий. По данным бурения с учетом материалов сейсморазведки, в западной части Борисовской площади по подсолевым отложениям выделяется моноклинальная структура треугольной формы, которая примыкает к региональному Речицко-Вишанскому разлому и ограничена с востока разрывным нарушением.

Размер блока 4,5 х 2,5км, амплитуда около 300 м. Породы семилукского горизонта залегают моноклинально с подъемом в юго-западном направлении. Наиболее приподнятый участок залегает на абсолютной отметке – 2450м. С юга площадь ограничена крупноамплитудным региональным Речицко-Вишанским разломом. Углы падения пород от 10 до 12о.

Разрывное нарушение, выявленное сейсморазведкой по подсолевым отложениям к востоку от скв.№ 4, прослеживается и в межсолевых отложениях и имеет амплитуду 150м.

В районе скв.№№ 6 и 4 по поверхности межсолевых отложений отмечается небольшое антиклинальное поднятие, которое выполаживается в северном направлении.

На юге площадь ограничена региональным разломом, на севере – Холопиничским разломом субширотного простирания с амплитудой до 100м. По поверхности верхней соли в районе месторождения выделяется переклиналь солевого поднятия, свод которой находится в Холопиничской площади.

Промышленная нефтеносность Борисовского месторождения связана с отложениями семилукского и саргаевского горизонтов. Подсолевые залежи вскрыты скв.№№ 4, 6, 11. В скв.№ 4 при испытании в колонне семилукских и саргаевских отложений в интервалах 2726-2734м (-2580 - -2588м), 2746-2760 м (-2600 - -2614м) получен приток нефти 2,4 м3/сут, при Нср.д.- 775м.

В скв.№ 6 при испытании саргаевских отложений в интервале 2704-2707м (-2548 - -2551м) получен фонтанный приток нефти дебитом 10 м3/сут. Пластовое давление на глубине 2690м – 29,8МПа, а при испытании семилукских отложений в интервале 2676-2693м (-2520 - -2537м) получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м3/сут на 4мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2670м – 29,6МПа.
 

Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности


Продуктивными на Борисовском месторождении являются семилукские и саргаевские отложения. Пласты-коллекторы продуктивных горизонтов представлены доломитами различной степени пористости, кавернозными, слабоглинистыми (2-5%), участками нефтенасыщенными. Крупные каверны и поры зачастую заполнены призматическим ангидритом, реже галитом, что ухудшает емкостные свойства доломитов. Пласты-коллекторы, выделенные по данным ГИС в скв. №№ 4, 6, 11 и 12, хорошо коррелируются, выдержаны, имеют примерно равную толщину и близкие емкостные характеристики. Отмечается незначительное уменьшение толщины пластов-коллекторов к головной части блока. Пористость по лабораторным определениям изменяется от 0,7 до 13,7%, по шлифам – 3-5%. Эффективная емкость коллектора представлена вторичными порами и кавернами выщелачивания.

По условиям залегания выявленные залежи нефти относятся к пластовым, тектонически ограниченным на юго-западе и востоке, на севере ограничены контуром нефтеносности, принятым на отметке – 2629 м (по подошве последнего нефтенасыщенного пласта в скв.№ 11, давшей безводный приток нефти).

 

Свойства и состав нефти, газа и воды


Физико-химические свойства нефти изучались по глубинным пробам из скв.№ 6 и поверхностным пробам из скв.№№ 4 и 6.

Пластовая нефть характеризуется невысокими значениями давления насыщения (7,6 МПа). Плотность нефти в пластовых условиях 0,762 г/см3, вязкость пластовой нефти при давлении 29,41 МПа составляет 1,29 мПа×с, газосодержание 95,2 м3/т. Объемный коэффициент, определенный при дифференциальном разгазировании, составляет 1,234.

Плотность сепарированной нефти 0,8328-0,8459 г/см3. Вязкость при 20оС составляет 7,28-31,82 мПа×с. Нефть малосернистая (0,24-0,48%), смолистая (4,76-10,51%), парафинистая (5,23-6,60%). Объемный выход фракций до 300оС – 46%.

Пластовые воды семилукской и саргаевской залежей нефти являются высокоминерализованными хлоркальциевыми рассолами. Диапазон изменения и средние величины общей минерализации и плотности вод, а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1.

Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях составляет 1,153-1,367 × 10-3 Па×с (в среднем 1,269 × 10-3Па×с).


Запасы нефти и растворенного газа

Подсчет запасов нефти и растворенного газа произведен по семилукской и саргаевской залежам объемным методом Тематической партией треста «Белнефтегазразведка» по состоянию на 01.01.86г.

В целом по месторождению начальные запасы нефти составили:

категория С1:

балансовые – 1879 тыс.т
извлекаемые – 751 тыс.т

В 1995 году месторождение передано на баланс ПО «Белоруснефть». Были проведены исследования коллекторских свойств в скв.№ 6. В результате исследования отложений саргаевского горизонта коэффициент продуктивности составил 0,94 м3/сут×МПа, гидропроводность – 1,84 мкм2×см/мПа×с, проницаемость 0,005 мкм2 соответственно. В связи со слабыми гидродинамическими характеристиками месторождения был пересчитан явно завышенный коэффициент нефтеизвлечения, который составил 0,307. На основании этого Управлением Геологии ПО «Белоруснефть» в 1998 году была дана оценка запасов, которые составили:

категория С1:

балансовые – 1126 тыс.т
извлекаемые – 345 тыс.т

Запасы нефти Борисовского месторождения относятся к трудноизвлекаемым.

В результате оценки начальные извлекаемые запасы уменьшились на 54%, коэффициент нефтеизвлечения на 23%, площадь на 39,9%, остальные подсчетные параметры изменились незначительно.




+ Добавить описание месторождения


Борисовское месторождение на карте


координаты месторождения  52.69327163696289, 28.66320






Борисовское месторождение - фотографии




Борисовское месторождение

Борисовское месторождение



+ Добавить фотографию месторождения


Нефтяная компания: Белоруснефть - Борисовское месторождение
2012 - 2015
2012 - 2015
2012 - 2015
2012 - 2015



Работали здесь...отмечайтесь... Нефтяников: 0
Беларусь 27.05.2024 в 13:26 3192 просмотра 0 комментариев