Геологічна будова і нефтегазоностность радгоспного родовища

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Федеральне агентство з освіти

САРАТОВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

ІМЕНІ Н. Г. ЧЕРНИШЕВСЬКОГО

Кафедра геології і геохімії

Горючих копалин

ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА І НАФТОГАЗОНОСНИЙ

Радгоспна РОДОВИЩА

Курсова робота

Студента 4 курсу геологічного факультету

Енеєві Олександра Утнасуновіча

Науковий керівник

Кандидат г.-м.н., доцент Л.А. Коробова

Зав. Кафедрою

Доктор р. -м.н.,-професор К.А. Маврін

Саратов

2008 р

Зміст

  1. Вступ 3

  2. Характеристика геологічної будови і газоносності родовища 4

  3. Літолого-стратиграфічне опис розрізу 6

  4. Тектонічна будову 9

  5. Нафтогазоносність 10

  6. Фізико-літологічна характеристика продуктивних пластів 13

  7. Фізико-хімічні властивості газу, конденсату 14

  8. Гідрогеологічна характеристика і режим поклади 15

  9. Висновок 16

  10. Література 17

Введення.

Совхозне газове родовище виявлене в 1977 р. в результаті буріння і випробування розвідувальної свердловини I, закладеної в північному блоці. Промисловий приплив газу в свердловині отриманий з Ветлужську і баскунчакскіх відкладень нижнього тріасу. Це послужило підставою для проведення на площі подальших пошуково-розвідувальних робіт. З метою вивчення геологічної будови і газоносності родовища на південному і центральних блоках пробурено по одній розвідувальної свердловині 2 і 3. перша з них випробувана і виявилася теж продуктивною.

В даний час продуктивні свердловини 1 та 2 знаходяться в консервації, наближена оцінка промислових запасів газу проведена лише по північному блоку. За іншим блокам ця робота може бути виконана лише на основі матеріалів дослідно-промислової експлуатації.

У результаті проведених на родовищі геологорозвідувальних робіт отримано дуже обмежена кількість даних про будову родовищ і покладів, яке дає лише наближене уявлення про їх обсяг і запасах.

Родовище розташоване в районі діючого магістрального газопроводу і, згідно з існуючим положенням, повинно бути введено в дослідно-промислову експлуатацію. Для цього необхідно скласти проект ОПЕ, в якому належить проаналізувати весь накопичений по родовищу геологорозвідувальний матеріал і на його основі, з урахуванням сучасного уявлення про загальний структурному плані, вивчити будову поклади північного блоку і виконати розрахунки технологічних і техніко-економічних показників розробки покладу на період ОПЕ .

Характеристика геологічної будови і газоносності родовища.

Короткі відомості про геологічної вивченості та розвідки родовища.

В адміністративному відношенні Совхозне газове родовище розташоване в межах Юстинського району республіки Калмикія в 70 км на північ від м. Астрахані.

Радгоспний соляний купол поряд з іншими соляними структурами Астраханської-Калмицького регіону, було виявлено електророзвідки в 1961 р. Пізніше, протягом 1963 - 1971 р.р. підняття вивчалося більш детальних сейсморозвідувальних робіт. У 1963 р. в межах площі було встановлено підйом порід до склепіння, а також наявність великої зони відсутності зареєстрованого сейсмічного матеріалу.

Наступними сейсмічними роботами проведена деталізація будови Радгоспній площі по палеогеновим, крейдяним і, частково, юрським відкладенням.

У 1971 р. Радгоспна площа досліджувалася сейсмічними роботами МОВ-МОГТ з метою вивчення будови її за більш глибоким юрським і тріасового відкладенням. Цими роботами завершено вивчення надсолевого комплексу, а також визначена глибина залягання подсолевого ложа.

У 1965 році на площі було пробурено структурна свердловина.

З квітня 1977 року проводиться глибоке розвідувальне буріння. У зведенні північного блоку була закладена свердловина I, яка стала першовідкривачем газових покладів в баскунчакскіх і Ветлужську відкладах.

У березні 1978 року на південному блоці структури розпочато буріння свердловини 2 з метою пошуків покладів нафти і газу в ніжнетріасових відкладах та уточнення тектонічної будови структури. Свердловиною розкрита невелика поклад в Ветлужську відкладах.

На центральному блоці, що виділяється із сейсмічного матеріалу, свердловина 3 на високих відмітках розкрила сіль.

Загалом, геологічна будова і газоносність родовища вивчені ще слабо. Це ускладнює визначення запасів та інших характеристик продуктивних пластів.

Літолого-стратиграфічне опис розрізу.

На Радгоспній площі розвідувальними свердловинами розкриті опади мезокайнозойского віку. Стратиграфическую розбивку і літологію можна охарактеризувати наступним чином.

1.Мезозойская група.

1.1Сістема тріасова.

1.1.1Ніжній відділ.

1.1.1.1Ветлужскій ярус.

Пестроокрашенних піщано-глиниста товща, в покрівлі пісковики переважають над глинами.

Потужність-314 м.

1.1.1.2 баскунчакскій ярус.

Вгорі глини з прошарками глинистих вапняків, внизу аргіліти і глини з прошарками пісковиків.

Потужність-348 м.

1.1.2 середній відділ.

Карбонатні глини з прошарками аргілітів, алевролітів, в основі вапняки щільні, міцні.

Потужність-142 м.

1.1.3 верхній відділ.

Глини шаруваті карбонатні з прошарками алевролітів і вапняків.

Потужність-79 м.

1.2 система Юрська.

1.2.1 середній відділ.

1.2.1.1 байосскій ярус.

Глини щільні, алеврітістие, некарбонатні.

Потужність-174 м.

1.2.2 верхній відділ.

1.2.2.1 келловейского ярус.

Глини з рідкісними прошарками пісковиків.

Потужність-55 м.

1.2.2.2 оксфордський ярус.

Вапняки з прошарками глин.

Потужність-92 м.

1.3 система крейдяна.

1.3.1 нижній відділ.

1.3.1.1 аптского ярус.

1.3.1.2 Альбського ярус.

Чергування глин темно-сірих некарбонатних, слабослюдістих з дрібнозернистими слабосцементірованнимі пісковиками. Зустрічаються пропластки міцних ізвестковістих пісковиків.

Потужність-467 м.

1.3.2 верхній відділ.

1.3.2.1 сеноманський ярус.

1.3.2.2 сантонського ярус.

1.3.2.3 кампанских ярус.

1.3.2.4 маастрихтський ярус.

Вапняки світло-сірі і білі міцні з прошарками глин і мергелів. В основі пісковики з прошарками алевролітів і глин.

Потужність-244 м.

2. Кайнозойська група.

2.1 система Палеогеновая.

Вгорі глини тонкодисперсні, ізвестковістих з прошарками вапняків і мергелів, внизу глини з рідкісними прошарками алевролітів і пісковиків.

Потужність-561 м.

2.2 система неогенова.

Чергування глин слюдяних карбонатних з пісками тонкозернистим.

Потужність-444 м.

2.3 система четвертинна.

Піски кварцові, дрібнозернисті і глини шаруваті.

Потужність-80 м.

Тектонічна будова.

Совхозне підняття розташоване в зоні розвитку соляної тектоніки на південно-заході Прикаспійської западини. Тут у надсолевих відкладах виділяються дві зони розвитку пермо-тріасового комплексу: Аршань-Зельменская і Бугрин-Шаджінская. В останній виділяється радгоспно-Халганская зона соляних куполів, в яку входять Радгоспний, Пустельний, Сахарський і Халганскій купола (рис. 2.1).

Радгоспна структура по тріасовому отражающему горизонту распологается кілька асиметрично по відношенню до соляного штоку, що його виділяє по зоні відсутності зареєстрованого сейсмічного матеріалу.

Східна, більша частина структури підноситься над західною перікліналью. За сейсмічними даними східна частина структури порушеннями розбита на три блоки: два піднятих (північний і південний) і один опущений (грабен), розташований між ними (рис. 2.2).

Відкладення як би наділяють соляної шток, що створює умови для скупчення вуглеводнів. У західній частині купола ізогіпс не утворюють пастки.

Нафтогазоносність.

Результати випробування і дослідження розвідувальних свердловин.

На радгоспних родовищі газоносність встановлена ​​в піщаних відкладах баскунчакского і Ветлужську ярусів північного і південного блоків.

На північному блоці випробувана розвідувальна свердловина I. На основі комплексної інтерпретації промислово-геофізичних матеріалів були випробувані знизу вгору наступні інтервали Ветлужську яруси: 2785-2788 м. (абсолютні відмітки -2777,9 - -2781,9 м.). Після переходу з глинистого розчину на технічну воду свердловина зафонтаніровала газом. З 16.11.1977 року по 19.11.1977 року свердловина відпрацьовувалася на 4,9,13 мм. штуцерах. Освоєння та дослідження свердловини закінчено 30.11.1977 року. На всіх режимах візуально спостерігалося присутність пластової води (ρ-1,15 г/см3) і конденсату, кількісний вміст якого не визначено через відсутність сепаратора високого тиску. Пластовий тиск і температура склали 313 кгс/см2 і 90 * С. Дебіт газу на 5 / 8 мм. діафрагмах склав 5,7 / 7,0 тис. м3/добу.

Після установки цементного мосту в інтервалі 2780-2775 м. перейшли до випробування другого об'єкта, розташованого в інтервалі 2764-2767 м. (абсолютні відмітки -2756,9 - -2759,9 м.). У результаті випробування одержано фонтанний приплив газу, дебіт на 5 мм. штуцері склав 33,7 тис. м3/добу., конденсату - 0,06 м3/сут., конденсатогазовий фактор - 1,8 см3/м3.

З метою збільшення інтенсивності припливу 19.01.1978 року в Ветлужську відкладеннях дострелялі інтервали 2750-2746 м. ,2742-2737 м. ,2733-2730 м. ,2723-2725 метри, отриманий фонтан газу. Дебіт газу на штуцерах d -5,1-6,1 мм. коливається від 90 тис. м3/добу. До 294 тис. м3/добу .. Зміст конденсату в газі 3-4 см3/м3. Сірководень відсутня.

Крім того, в процесі буріння були випробувані пластоіспитателем піщані пласти, що залягають в покрівлі Ветлужську і підошві баскунчакского ярусів. З Ветлужську пластів (2688-2717 м.) отримано приплив газу дебітом 200 тис. м3/добу., З баскунчакскіх (2589-2639 м.) - 35 тис. м3/добу .. Дебіт газу визначався аналітичним шляхом за умови знаходження пласта проти забою свердловини.

При випробуванні вишезалегающіх анізійскіх вапняків (2300-2328 м.) був отриманий приплив разгазірованной води, дебітом-160 м3/сут .. пластовий тиск дорівнює 256 кгс/см2.

У свердловині 2, розташованої на південному блоці родовища, пластоіспитателем випробувані вапняки середнього тріасу (анізійскій ярус), відкладення баскунчакского і Ветлужську ярусів.

З середнього тріасу (2302-2335 м) отримано приплив метанового газу з запахом сірководню. Дебіт в умовах випробування 16 тис. м3/добу. .

З піщано-глинистої товщі Ветлужську ярусу (2715-2735 м.) при випробуванні отриманий інтенсивний приплив газу. Дебіт газу склав 40 тис. м3/добу. при депресії на пласт 122 кгс/см2. пластовий тиск 336,2 кгс/см2

У колоні Ветлужську відкладення випробувані в інтервалі 2730-2735 м., отриманий приплив газу, дебіт його на 8 мм штуцері склав 28 тис. м3/добу., При дострелити інтервалу 2719-2724 м дебіт газу не збільшився. Гідродинамічні дослідження по свердловині I проводилися в інтервалі 2764-2767 м у грудні 1977 р. на двох режимах; діаметр штуцера 5 і 5,3 мм. Дебіт газу становив 28 і 37 тис. м3/добу., На другому режимі виносилися конденсат і вода в невеликій кількості, рівні 0,06 м3/сут. і 0,036 м3/сут. відповідно. Відзначається, що пласт слабкопроникним. Пластовий тиск замірявся двічі і одно 310 і 324 кгс/см2. Температура на забої 91 С. Втрати газу за час дослідження становлять 470 тис. м3.

Після дострелити Ветлужську горизонту в інтервалах 2746-2750 м, 2737-2742 м, 2730-2733 м, 2722-2725 м проведені ісследованія28 січня і 6 лютого 1978 методом зміни стаціонарних режимів фільтрації. На штуцерах, діаметром від 5 до 11 мм, дебіт газу змінювався при першому дослідженні від 90 до 284 тис. м3/добу., При другому-від 108 до 334 тис. м3/добу .. І в тому і в іншому випадку на малих штуцерах (d = 5 і 7 мм) виносився сухий газ, дебіт якого коливався від 90 до 184 тис. м3/добу. Далі, при дослідженні на 9 мм штуцері з'явився конденсат, в кількості 0,42 м3/сут., А на 11 мм - газ з конденсатом (0,77 м3/сут.) І водою (0,1 м3/сут.). За результатами цих досліджень були побудовані індикаторні криві залежності Р ПЛ2-Р заб2 від q г, які представляються параболою, не проходить через початок координат (рис 2.3), що говорить про скупчення рідини на вибої свердловини. Крива відтинає на осі ординат відрізок "Со". По цьому значенню визначаємо "з" для кожного режиму, а потім представивши результати випробувань в координатах Δ Р-з від q, одержимо пряму, по якій визначаємо коефіцієнти фільтраційного опору "a" і "b". По двох дослідженням вони виявилися близькі і рівні:

а = 80 а = 65

b = 0,17 b = 0,2

за цими значеннями коефіцієнтів була розрахована проникність пласта, рівна 7 мд. Ця величина проникності, мабуть, занижена в результаті неякісного дослідження. Фактичні дебіти газу при дослідженні свердловини досягали 3-4 тис. м3/добу., Що свідчить про порівняно високої проникності колектора (проникність, визначена за керну, становить 40 мд.) Тому за період дослідно-промислової експлуатації необхідно провести тривалі дослідження на 6 - 7 режимах, точно заміряти дебіти газу, води і конденсату, визначити проникність за результатами досліджень і за керну, відібраного з пробурених проектних свердловин.

Фізико-літологічна характеристика продуктивних горизонтів.

Промислова газоносність на радгоспних родовищі встановлена ​​в піщаних колекторах баскунчакского і Ветлужську ярусів.

Баскунчакскій продуктивний пласт розташований в підошві баскунчакского ярусу. Складається пласт пісковиками світло-сірими, щільними, кварцовими, польовошпатовими на карбонатному цементі. Крім кварцу і польового шпату зустрічаються окатанниє уламки кремнезему, цемент представлений чистим кристалічним доломітом і кальцитом. Характерною особливістю є наявність рідкісних, неправильної форми мікропор. Товщина баскунчакского продуктивного пісковика становить 2,5 м. Лабораторні дослідження пористості і проникності не проводилися. На сусідньому пустельному родовищі відкрита пористість цих відкладень по кернового матеріалу коливається від 13,7% у зведенні до 22,7% на крилі, в приконтурних області. Ветлужську продуктивна товща складається з перешаровуються пестроцветних пісковиків, алевролітів і аргілітів. Пісковики дрібнозернисті, щільні, сільноізвестковістие, в карбонатному цементі зустрічається пірит. У розрізі виділяються 9 проникних прошарків загальною товщиною 29,8 м. Товщина окремих прошарків коливається від 1 до 7 м. Колекторська характеристика продуктивного пласта вивчалася в лабораторних умовах за кернового матеріалу свердловини I. Середня величина відкритої пористості по 26 визначень дорівнює 16,0%, газопроникність не перевищує 10 мд. За даними промислових досліджень проникність становить 7,4 - 8,5 мд. Газонасиченості колектора, визначена за залишковою водонасиченому кернового матеріалу, складає в середньому 9%.

Фізико-хімічні властивості газу, конденсату.

Газ радгоспного родовища, як в цілому і всієї радгоспно-Халганской групи родовищ, належить до типу легких метанових газів.

Вміст метану становить 94%, в незначних кількостях присутні пентан, гексан і вуглекислий газ. Зміст азоту досягає 5%. У первинних пробах сірководню не було виявлено. Відзначається невеликий вміст конденсату від 2,07 см3/м3 до 3,4 см3/м3. Щільність конденсату 0,778 г/см3.

Гідрогеологічна характеристика і режим поклади.

Радгоспно-Халганская група куполів входить до складу Північно-Каспійського гідрогеологічного басейну, в межах якого виділяються надсолевой і подсолевой поверхи. До надсолевому структурному поверху приурочені водоносні комплекси: доюрскій, юрський, аптского, Альбського, верхньокрейдяними, палеогеновий. Доюрскій водоносний комплекс, до якого приурочена газова поклад, представлений пісковиками, алевролітами тріасового віку, континентального походження. згідно з аналізами пластових вод, взятих з інтервалів 2785-2788 м і 2322-2330 м свердловини I, загальна мінералізація складає 6105-7629 мг.екв / л., вміст кальцію-940 мг.екв / л., магнію-140-160 мг . екв / л., сульфатів-14,8 мг.екв / л., тобто за своїм складом води відносяться до хлоркальциевого типу. Значення натрій-хлорного коефіцієнта знижений-0,65, що характерно для зони соляно-купольної тектоніки. Величина коефіцієнта метаморфізації свідчить про седиментаційно походження вод. Про підвищеної мінералізації вод свідчить і генетичний коефіцієнт (Cl - Na) / Mg, рівний 7,5. величина його також характерна для соляно-купольної тектоніки. Таким чином, пластові води Ветлужську горизонту характеризують гідрогеологічну обстановку району як полузастойную, що в поєднанні з литологическими особливостями колектора створює умови для прояву газового режиму в початковий період розробки родовища з переходом на відсталий упруговодонапорний надалі.

Висновок

На підставі аналізу геолого-промислового матеріалу, а також результатів газогідродинамічних досліджень для проектування показників розробки газового покладу Ветлужську горизонту північного блоку взяті вихідні дані, вміщені у таблиці 2.

Початковий середній дебіт свердловини взятий за результатами досліджень, рівним 100 тис.м3/сут.

Відносна щільність газу по повітрю дорівнює 0,58 з результатів аналізу газу. В'язкість газу визначена за графіком залежності в'язкості від пластових тисків, температури, відносної густини газу, і дорівнює 0,027 сп.

Слід зазначити, що всі наведені величини вихідних даних носять орієнтовний характер і в ході проведення дослідно-промислової експлуатації родовища вимагають уточнення.

Література

  1. Звіт з дослідження радгоспного родовища. Автори: В.І. Хіщін, В.А. Хохлова, В.І. Щербакова, С.А. Куликов, М.Я. Семенова. 1979 рік.

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
48.5кб. | скачати


Схожі роботи:
Геологічна будова і нефтегазоностность радгоспного месторожде
Геологічна будова Карпат
Геологічна будова району
Геологічна будова території
Геологічна будова дна Світового океану
Геологічна будова тектоніка і нафтогазоносні комплекси Прикаспійської западини
Геологічна будова Боково-Хрустальського вугленосного району та підрахунок запасів камяного вугілля
Будова і властивість матеріалів Кристалічна будова Вплив типу зв`язку на структуру і властивості
Геологічна діяльність річок
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru