Федеральное агентство по образованию
САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙУНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ Н. Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО
Кафедра геологии и геохимии
Горючих ископаемых
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ИНЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
СОВХОЗНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Курсовая работа
Студента 4 курсагеологического факультета
Энеева АлександраУтнасуновича
Научный руководитель
Кандидат г.-м.н., доцент Л.А.Коробова
Зав. Кафедрой
Доктор г.–м.н.,-профессор К.А. Маврин
Саратов
2008 г
Оглавление
1. Введение 3
2. Характеристикагеологического строения и газоносности месторождения 4
3. Литолого-стратиграфическоеописание разреза 6
4. Тектоническоестроение 9
5. Нефтегазоносность 10
6. Физико-литологическаяхарактеристика продуктивных пластов 13
7. Физико-химическиесвойства газа, конденсата 14
8. Гидрогеологическаяхарактеристика и режим залежи 15
9. Заключение 16
10. Литература 17
Введение.
Совхозное газовоеместорождение выявлено в 1977 г. в результате бурения и опробования разведочнойскважины I, заложенной в северном блоке.Промышленный приток газа в скважине получен из ветлужских и баскунчакскихотложений нижнего триаса. Это послужило основанием для проведения на площадидальнейших поисково-разведочных работ. С целью изучения геологического строенияи газоносности месторождения на южном и центральных блоках пробурено по однойразведочной скважине 2 и 3. первая из них опробована и оказалась тожепродуктивной.
В настоящее времяпродуктивные скважины 1 и 2 находятся в консервации, приближенная оценкапромышленных запасов газа произведена только по северному блоку. По другимблокам эта работа может быть выполнена лишь на основе материаловопытно-промышленной эксплуатации.
В итоге проведенных наместорождении геологоразведочных работ получено очень ограниченное количестводанных о строении месторождений и залежей, которое дает лишь приближенноепредставление о их размерах и запасах.
Месторождение расположенов районе действующего магистрального газопровода и, согласно существующемуположению, должно быть введено в опытно-промышленную эксплуатацию. Для этогонеобходимо составить проект ОПЭ, в котором предстоит проанализировать весьнакопленный по месторождению геологоразведочный материал и на его основе, сучетом современного представления об общем структурном плане, изучить строениезалежи северного блока и выполнить расчеты технологических итехнико-экономических показателей разработки залежи на период ОПЭ.
Характеристикагеологического строения и газоносности месторождения.
Краткие сведения огеологической изученности и разведке месторождения.
В административномотношении Совхозное газовое месторождение расположено в пределах Юстинскогорайона республики Калмыкия в 70 км севернее г. Астрахани.
Совхозный соляной купол нарядус другими соляными структурами Астраханско-Калмыцкого региона, был выявленэлектроразведкой в 1961 г. Позже, в течение 1963- 1971 г.г. поднятие изучалосьболее детально сейсморазведочными работами. В 1963 г. в пределах площади былустановлен подъем пород к своду, а также наличие большой зоны отсутствия зарегистрированногосейсмического материала.
Последующимисейсмическими работами произведена детализация строения Совхозной площади попалеогеновым, меловым и, частично, юрским отложениям.
В 1971 г. Совхознаяплощадь исследовалась сейсмическими работами МОВ-МОГТ с целью изучения строенияее по более глубоким юрским и триасовым отложениям. Этими работами завершеноизучение надсолевого комплекса, а также определена глубина залеганияподсолевого ложа.
В 1965 году на площадибыла пробурена структурная скважина.
С апреля 1977 годапроводится глубокое разведочное бурение. В своде северного блока была заложенаскважина I, которая явиласьпервооткрывательницей газовых залежей в баскунчакских и ветлужских отложениях.
В марте 1978 года наюжном блоке структуры начато бурение скважины 2 с целью поисков залежей нефти игаза в нижнетриасовых отложениях и уточнения тектонического строения структуры.Скважиной вскрыта небольшая залежь в ветлужских отложениях.
На центральном блоке,выделяемом по сейсмическому материалу, скважина 3 на высоких отметках вскрыласоль.
В общем, геологическоестроение и газоносность месторождения изучены еще слабо. Это затрудняетопределение запасов и других характеристик продуктивных пластов.
Литолого-стратиграфическоеописание разреза.
На Совхозной площадиразведочными скважинами вскрыты осадки мезокайнозойского возраста.Стратиграфическую разбивку и литологию можно охарактеризовать следующимобразом.
1.Мезозойская группа.
1.1Система триасовая.
1.1.1Нижний отдел.
1.1.1.1Ветлужский ярус.
Пестроокрашенная песчано-глинистаятолща, в кровле песчаники преобладают над глинами.
Мощность-314 м.
1.1.1.2 баскунчакскийярус.
Вверху глины с прослоямиглинистых известняков, внизу аргиллиты и глины с прослоями песчаников.
Мощность-348 м.
1.1.2 средний отдел.
Карбонатные глины спрослоями аргиллитов, алевролитов, в основании известняки плотные, крепкие.
Мощность-142 м.
1.1.3 верхний отдел.
Глины слоистыекарбонатные с прослоями алевролитов и известняков.
Мощность-79 м.
1.2 система юрская.
1.2.1 средний отдел.
1.2.1.1 байосский ярус.
Глины плотные,алевритистые, некарбонатные.
Мощность-174 м.
1.2.2 верхний отдел.
1.2.2.1 келловейскийярус.
Глины с редкими прослоямипесчаников.
Мощность-55 м.
1.2.2.2 оксфордский ярус.
Известняки с прослоямиглин.
Мощность-92 м.
1.3 система меловая.
1.3.1 нижний отдел.
1.3.1.1 аптский ярус.
1.3.1.2 альбский ярус.
Чередование глинтемно-серых некарбонатных, слабослюдистых с мелкозернистымислабосцементированными песчаниками. Встречаются пропластки крепкихизвестковистых песчаников.
Мощность-467 м.
1.3.2 верхний отдел.
1.3.2.1 сеноманский ярус.
1.3.2.2 сантонский ярус.
1.3.2.3 кампанский ярус.
1.3.2.4 маастрихтскийярус.
Известняки светло-серые ибелые крепкие с прослоями глин и мергелей. В основании песчаники с прослоямиалевролитов и глин.
Мощность-244 м.
2. Кайнозойская группа.
2.1 система палеогеновая.
Вверху глинытонкодисперсные, известковистые с прослоями известняков и мергелей, внизу глиныс редкими прослоями алевролитов и песчаников.
Мощность-561 м.
2.2 система неогеновая.
Чередование глинслюдистых карбонатных с песками тонкозернистыми.
Мощность-444 м.
2.3 система четвертичная.
Пески кварцевые,мелкозернистые и глины слоистые.
Мощность-80 м.
Тектоническоестроение.
Совхозное поднятиерасположено в зоне развития соляной тектоники на юго-западе Прикаспийскойвпадины. Здесь в надсолевых отложениях выделяются две зоны развитияпермо-триасового комплекса: Аршань-Зельменская и Бугрино-Шаджинская. Впоследней выделяется Совхозно-Халганская зона соляных куполов, в которую входятСовхозный, Пустынный, Сахарский и Халганский купола ( рис. 2.1).
Совхозная структура потриасовому отражающему горизонту распологается несколько асимметрично поотношению к соляному штоку, выделяемому по зоне отсутствия зарегистрированногосейсмического материала.
Восточная, большая частьструктуры возвышается над западной периклиналью. По сейсмическим даннымвосточная часть структуры нарушениями разбита на три блока: два приподнятых(северный и южный) и один опущенный (грабен), расположенный между ними (рис.2.2 ).
Отложения как бы облекаютсоляной шток, что создает условия для скопления углеводородов. В западной частикупола изогипсы не образуют ловушки.
Нефтегазоносность.
Результаты опробования иисследования разведочных скважин.
На Совхозномместорождении газоносность установлена в песчаных отложениях баскунчакского иветлужского ярусов северного и южного блоков.
На северном блокеопробована разведочная скважина I. Наоснове комплексной интерпретации промыслово-геофизических материалов былииспытаны снизу вверх следующие интервалы ветлужского яруса: 2785-2788 м.(абсолютные отметки -2777,9- -2781,9 м.). После перехода с глинистого растворана техническую воду скважина зафонтанировала газом. С 16.11.1977 года по19.11.1977 года скважина отрабатывалась на 4,9,13 мм. штуцерах. Освоение иисследование скважины закончено 30.11.1977 года. На всех режимах визуальнонаблюдалось присутствие пластовой воды (ρ- 1,15 г/см3) и конденсата,количественное содержание которого не определено из-за отсутствия сепараторавысокого давления. Пластовое давление и температура составили 313 кгс/см2 и90*С. Дебит газа на 5/8 мм. диафрагмах составил 5,7/7,0 тыс. м3/сут.
После установкицементного моста в интервале 2780-2775 м. перешли к испытанию второго объекта,расположенного в интервале 2764-2767 м. (абсолютные отметки -2756,9- -2759,9 м.). В результате испытания получен фонтанный приток газа, дебит на 5 мм. штуцересоставил 33,7 тыс. м3/сут., конденсата – 0,06 м3/сут., конденсатогазовый фактор– 1,8 см3/м3.
С целью увеличенияинтенсивности притока 19.01.1978 года в ветлужских отложениях дострелялиинтервалы 2750-2746 м.,2742-2737 м.,2733-2730 м.,2723-2725 м., получен фонтангаза. Дебит газа на штуцерах d-5,1-6,1 мм. колеблется от 90 тыс. м3/сут. До 294 тыс. м3/сут… Содержаниеконденсата в газе 3-4 см3/м3. Сероводород отсутствует.
Кроме того, в процессебурения были испытаны пластоиспытателем песчаные пласты, залегающие в кровлеветлужского и подошве баскунчакского ярусов. Из ветлужских пластов (2688-2717м.) получен приток газа дебитом 200 тыс. м3/сут., из баскунчакских (2589-2639м.) – 35 тыс. м3/сут… Дебит газа определялся аналитическим путем при условиинахождения пласта против забоя скважины.
При испытаниивышезалегающих анизийских известняков (2300-2328 м.) был получен притокразгазированной воды, дебитом- 160 м3/сут… пластовое давление равно 256кгс/см2.
В скважине 2,расположенной на южном блоке месторождения, пластоиспытателем опробованыизвестняки среднего триаса (анизийский ярус), отложения баскунчакского иветлужского ярусов.
Из среднего триаса(2302-2335 м) получен приток метанового газа с запахом сероводорода. Дебит вусловиях испытания 16 тыс. м3/сут. .
Из песчано-глинистойтолщи ветлужского яруса (2715-2735 м.) при испытании получен интенсивный притокгаза. Дебит газа составил 40 тыс. м3/сут. при депрессии на пласт 122 кгс/см2.пластовое давление 336,2 кгс/см2
В колонне ветлужскиеотложения опробованы в интервале 2730-2735 м., получен приток газа, дебит егона 8 мм штуцере составил 28 тыс. м3/сут., при достреле интервала 2719-2724 мдебит газа не увеличился. Гидродинамические исследования по скважине I проводились в интервале 2764-2767 мв декабре 1977 г. на двух режимах; диаметр штуцера 5 и 5,3 мм. Дебит газасоставлял 28 и 37 тыс. м3/сут., на втором режиме выносились конденсат и вода внебольшом количестве, равные 0,06 м3/сут. и 0,036 м3/сут. соответственно.Отмечается, что пласт слабопроницаем. Пластовое давление замерялось дважды иравно 310 и 324 кгс/см2. Температура на забое 91 С. Потери газа за времяисследования составляют 470 тыс. м3.
После дострелаветлужского горизонта в интервалах 2746-2750 м, 2737-2742 м, 2730-2733 м,2722-2725 м проведены исследования28 января и 6 февраля 1978 года методом сменыстационарных режимов фильтрации. На штуцерах, диаметром от 5 до 11 мм, дебитгаза изменялся при первом исследовании от 90 до 284 тыс. м3/сут., при втором-от 108 до 334 тыс. м3/сут… И в том ив другом случае на малых штуцерах(d= 5 и 7 мм) выносился сухой газ,дебит которого колебался от 90 до 184 тыс. м3/сут. Далее, при исследовании на 9мм штуцере появился конденсат, в количестве 0,42 м3/сут., а на 11 мм – газ сконденсатом (0,77 м3/сут.) и водой (0,1 м3/сут.). По результатам этихисследований были построены индикаторные кривые зависимости Р пл2- Р заб2 от q г, которые представляются параболой,не проходящей через начало координат(рис 2.3), что говорит о скоплении жидкостина забое скважины. Кривая отсекает на оси ординат отрезок “Со”. По этомузначению определяем ”с” для каждого режима, а затем представив результатыиспытаний в координатах ΔР- с от q, получим прямую, по которой определяем коэффициенты фильтрационногосопротивления “a” и ”b”. По двум исследованиям ониоказались близки и равны:
а=80 а=65
b=0,17 b=0,2
по этим значениямкоэффициентов была рассчитана проницаемость пласта, равная 7 мд. Эта величинапроницаемости, видимо, занижена в результате некачественного исследования.Фактические дебиты газа при исследовании скважины достигали 3-4 тыс. м3/сут.,что свидетельствует о сравнительно высокой проницаемости коллектора(проницаемость, определенная по керну, составляет 40 мд.) поэтому за периодопытно-промышленной эксплуатации необходимо провести длительные исследования на6-7 режимах, точно замерять дебиты газа, воды и конденсата, определитьпроницаемость по результатам исследований и по керну, отобранному изпробуренных проектных скважин.
Физико-литологическаяхарактеристика продуктивных горизонтов.
Промышленная газоносностьна Совхозном месторождении установлена в песчаных коллекторах баскунчакского иветлужского ярусов.
Баскунчакскийпродуктивный пласт расположен в подошве баскунчакского яруса. Слагается пластпесчаниками светло-серыми, плотными, кварцевыми, полевошпатовыми на карбонатномцементе. Кроме кварца и полевого шпата встречаются окатанные обломкикремнезема, цемент представлен чистым кристаллическим доломитом и кальцитом.Характерной особенностью является наличие редких, неправильной формы микропор.Толщина баскунчакского продуктивного песчаника составляет 2,5 м. Лабораторныеисследования пористости и проницаемости не проводились. На соседнем Пустынномместорождении открытая пористость этих отложений по керновому материалуколеблется от 13,7% в своде до 22,7% на крыле, в приконтурной области.Ветлужская продуктивная толща состоит из переслаивающихся пестроцветныхпесчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, плотные,сильноизвестковистые, в карбонатном цементе встречается пирит. В разрезевыделяются 9 проницаемых прослоев общей толщиной 29,8 м. Толщина отдельныхпрослоев колеблется от 1 до 7 м. Коллекторская характеристика продуктивногопласта изучалась в лабораторных условиях по керновому материалу скважины I. Средняя величина открытойпористости по 26 определениям равна 16,0 %, газопроницаемость не превышает 10мд. По данным промысловых исследований проницаемость составляет 7,4- 8,5 мд.Газонасыщенность коллектора, определенная по остаточной водонасыщенностикернового материала, составляет в среднем 9 %.
Физико-химическиесвойства газа, конденсата.
Газ Совхозногоместорождения, как в целом и всей Совхозно-Халганской группы месторождений,относится к типу легких метановых газов.
Содержание метанасоставляет 94%, в незначительных количествах присутствуют пентан, гексан и углекислыйгаз. Содержание азота достигает 5%. В первичных пробах сероводорода не былообнаружено. Отмечается небольшое содержание конденсата от 2,07 см3/м3 до 3,4см3/м3. Плотность конденсата 0,778 г/см3.
Гидрогеологическаяхарактеристика и режим залежи.
Совхозно-Халганскаягруппа куполов входит в состав Северо-Каспийского гидрогеологического бассейна,в пределах которого выделяются надсолевой и подсолевой этажи. К надсолевомуструктурному этажу приурочены водоносные комплексы: доюрский, юрский, аптский,альбский, верхнемеловой, палеогеновый. Доюрский водоносный комплекс, к которомуприурочена газовая залежь, представлен песчаниками, алевролитами триасовоговозраста, континентального происхождения. согласно анализам пластовых вод,взятых из интервалов 2785-2788 м и 2322-2330 м скважины I, общая минерализация составляет 6105-7629мг.экв/л., содержание кальция- 940 мг.экв/л., магния- 140-160 мг.экв/л.,сульфатов- 14,8 мг.экв/л., т.е. по своему составу воды относятся кхлоркальциевому типу. Значение натрий-хлорного коэффициента пониженное- 0,65,что характерно для зоны соляно-купольной тектоники. Величина коэффициентаметаморфизации свидетельствует о седиментационном происхождении вод. Оповышенной минерализации вод свидетельствует и генетический коэффициент (Cl-Na)/Mg, равный 7,5.величина его также характерна для соляно-купольной тектоники. Таким образом,пластовые воды ветлужского горизонта характеризуют гидрогеологическуюобстановку района как полузастойную, что в сочетании с литологическимиособенностями коллектора создает условия для проявления газового режима вначальный период разработки месторождения с переходом на отстающийупруговодонапорный в дальнейшем.
Заключение
На основании анализагеолого-промыслового материала, а также результатов газогидродинамическихисследований для проектирования показателей разработки газовой залеживетлужского горизонта северного блока взяты исходные данные, помещенные втаблице 2.
Начальный средний дебитскважины взят по результатам исследований, равным 100 тыс.м3/сут.
Относительная плотностьгаза по воздуху равна 0,58 из результатов анализа газа. Вязкость газаопределена по графику зависимости вязкости от пластовых давлений, температуры,относительной плотности газа, и равна 0,027 сп.
Следует отметить, что всеприведенные величины исходных данных носят ориентировочный характер и в ходепроведения опытно-промышленной эксплуатации месторождения требуют уточнения.
Литература
1. Отчет по исследованию Совхозногоместорождения. Авторы: В.И. Хищин, В.А. Хохлова, В.И. Щербакова, С.А. Куликов,М.Я. Семенова. 1979 год.