Размещено на http://www.allbest.ru/

введение

Жирновское месторождение разведочным бурением открыто в1949 году и являлось одним из основных крупных месторождений нефти Сталинградской области.

Нефтяные ресурсы песчаных коллекторов тульского и сталиногорского горизонтов были определены в 1951 году и утверждены ГКЗ 30.1У.1951 г. и 3l/XII-51 года.

В 1955 году на основании новых данных, полученных в результате бурения скважин, произведен пересчет запасов по сталиногорскому горизонту и впервые подсчитаны запасы башкирского яруса.

Накопленный материал по вновь пробуренным скважинам и данные эксплуатации позволили переоценить запасы нефти и газа по продуктивным пластам, что было исполнено тематической партией Жирновского НПУ и утверждено ГКЗ от 26 июля 1958 года протокол №2334.

Разведка продуктивных пластов и горизонтов отложении каменноугольной системы осуществлялось путем использования неудачных скважин или скважин, выбывших из эксплуатационного фонда, так как специально разведочного бурения на них не было.

Опробованием скважин были , установлены новые газоносное пласты верейкого горизонта, выявлена нефтеносность намюрского яруса, получено много данных, позволивших уточнить положение газонефтяных и водонефтяных контактов по пластам башкирского, намюрского ярусов к евлановско-ливенских отложений.

В настоящей курсовой подсчитаны запасы газа и нефти по евлановско-ливенскому горизонту. На основе анализа геолого-геофизического материала по скважном, лабораторным данным, материалов пробной эксплуатации и опробования, а также учета рекомендаций.

Общие сведения о районе

Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведицы в 320 к северу от города Волгограда.

В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является город Жирновск.

Рассматриваемое месторождение от промышленных и административных центров находится в значительном удалении - до города Волгограда 320 км. , от города Саратова - 140-!50 км и до города Камышина - 120 км.

Ближайшими населенными пунктами являются следующие:

город Жирновск, села: Бахметьевка, Медведица, Александровка, Андреевка, Куракино, р.п. Линево.

Ближайшая железнодорожная станция Медведица от Жириовского месторождения находится на расстоянии 35 км и расположена она на железнодорожной магистрали Камышин-Москва.

Город Жирновск соединяется с железнодорожной станцией асфальтированной дорогой.

Орогидрография

Жирновская площадь представляет собой крайнюю северную возвышенность зоны Доно-Медведицких дислокаций, расположенную в бассейне среднего течения реки Медведицы.

В создании современных форм рельефа большую роль сыграла река Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиональному и делит её на две почти равные части, морфологически резко отличные друг от друга.

По характеру рельефа левобережье представляет собой слабо всхолмленную поверхность, имеющую общий уклон с востока на запад.

Абсолютные отметки изменяются от 180-170 м у водоразлива до 120-115 м у реки Медведицы.

Левобережье пересечено рядом сильно разработанных балок и оврагов почти широтного направления, дающих хорошие обнажения юрских речных песков и глин, неустойчивость которых явилось причиной глубокой эродированности всего левобережья.

Правобережье реки Медведицы представляет собой сильно приподнятую поверхность и сложено рядом хорошо выраженных холмов и удлиненных гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами (до 70°).

Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меридиональном направлении.

Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значений 242,5-269,5 м. К востоку рельеф постепенно понижается, и у реки Медведицы абсолютные отметки изменяются в пределах от 124 м до 158 м.

Восточный крутой склон водораздела сложен породами мела, юры и заканчивается резким уступом известняков среднего карбона, обнажающихся по правому берегу реки Медведицы.

Ширина русла реки Медведицы меняется от 30 до 150 метров, ширина долины достигает 5 км.

Крупными левобережными притоками реки Медведицы является река Перевозиха и овраги: Клёновый, Солёный и др. Из наиболее крупных правобережных притоков реки Медведицы можно назвать овраги: Первый Каменный, Малый Каменный и Большой Каменный. Все три оврага имеют направление близкое к широтному и пересекают породы почти вкрест простирания.

В пойме реки Медведицы большое количество озёр, самое большое - озеро Раково- имеет площадь 1 км

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

В тектоническом отношении Жирновская площадь принадлежит к северной оконечности Доно-Медведицких дислокаций,. гипотеза о существовании которых впервые высказана в 1986 году А.П. Павловым.

В 1902 году А.П. Павлов подтвердил и конкретизировал ранее произведенные наблюдения.

Впервые гипотеза о происхождении Доно-Медведицких поднятий была высказана А.П. Карпинским, который объяснил платформенные поднятия результатом колебаний кристаллического фундамента, рассеченного многочисленными разломами и сбросами на горсты и грабены. Однако, в более поздних своих работах А.П. Карпинский причину образования валов платформы связывал уже с орогеническими движениями соседних геосинклиналией.

Эта точка зрения была поддержана многими геологами особенно полно развита А.Д. Архангельским и Е.В. Милановским.

В ряде своих работ А.Д. Архангельский структуры Доно-Медведицких поднятий рассматривал вначале как антиклиналь, а потом как переходную форму от антиклинали к валу. Северный конец дислокаций, по его описанию, состоит из двух антиклинальных поднятий с выходами по оси каменноугольных отложений.

Иная точка зрения на образование платформенных поднятий была высказана А.Н. Мазаровичем. По мнению Мазаровича, Доно-Медведицкие поднятия представляют область выступов-горстов древнего палеозойского, возможно докембрийского рельефа. Эти выступы (антеклизы) плащеобразно перекрывают мезозойские осадки, создавая этим впечатление .тектонических явлений на поверхности.

По мнению Можаровского Б.А, северное поле Доно-Медведицких поднятий в целом представляет высоко приподнятый восходящий блок, сложенный известняками среднего и частично верхнего карбона, размер блока 3500 км2, который разбивается на два самостоятельных блока: Жирновский и Иловлинский.

Время армирования структур описываемого района, судя по дислоцированности каменноугольных отложений до турнея включительно и угловому несогласию между карбоном и юрой, мезозоем и третичными породами, продолжалось с палеозоя до третичного времени, когда, повидимому окончательно закончилось образование структурных форм.

По данным П.М. Быстрицкой, проводившей структурно-геологическую съемку, Жирновское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку асимметричного строения.

Ось структуры ориентирована в направлении близком к меридиональному с небольшим отклонением на юго-восток.

Западное крыло более крутое, флексурообразное, имеет падение от б° до 40° в породах мезозойского возраста.

На восточном пологом крыле падение слоев в тех де породах составляет 10-1030'.

Периклинальные окончания складки полого погружаются на северо-восток и юго-запад.

Наиболее древними породами, обнажающимися в ядре поднятия, являются отложения верхнего карбона. На крутом западном крыле на дневную поверхность выходят отложения, представленные мезозоем от среднего отдела юрской системы до кампанского яруса верхнего отдела меловой системы, включительно. На восточном крыле выходят отложения среднего отдела юрской системы.

Проведенным крелиусным бурением, а позднее глубоким разведочным и эксплуатационным бурением в общих чертах было подтверждено описание тектоники района, данное П.М. Быстрицкой.

Подтверждено меридиональное простирание оси структуры; протрассировано направление крутого западного крыла структуры. Установлено, что в целом структура, вследствие ундуляции оси, состоит из двух куполовидных вздутий, из которых южное, большее по размерам, названо Жирновским и его свод расположен к северо-западу от г. Жирновска. Второе поднятие -названное Бахметьевским, меньших размеров и расположено южнее поселка Бахметьевки.

Жирновское и Бахметьевское поднятия разделяются небольшим прогибом, амплитуда которого достигает 40 метров.

Наименьшая абсолютная отметка Бахметьевского поднятия примерно на 20 метров выше наименьшей абсолютной отметки Жирновской структуры.

Данные бурения эксплуатационных скважин на Жирновской площади указывают на смещение свода поднятия ближе к западному, крутому крылу.

Вследствие этого, внутренний западный ряд скважин (по схеме разработки) оказался приуроченным по своему положению к оси поднятия, а центральный ряд сдвинулся несколько к восточному пологому крылу и располагается в присводовой части поднятия.

Что касается южного, периклинального окончания, то утверждение авторов отчета ВНИИ за 1953 год о продолжении Жирновского поднятия далее в южном направлении с образованием нового Куракинского поднятия не соответствует действительности, что было подтверждено данными разведочного бурения, проведенного в этом районе.

Согласно полученным данным южное периклинальное окончание поднятия характеризуется постепенным довольно-плавным и пологим /до 1°/ погружением слоев в южном направлении.

Сводовая часть поднятия, кроме смещения к западному крылу, располагается ближе к северному периклинальному окончанию поднятия, вследствие чего это окончание имеет несколько более крутые углы падения /3°-4°/ по сравнению с южным периклинальным окончанием.

Таким образом, Жирновское поднятие представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку с крутым западным и пологим восточным крыльями, оси которое имеет северо-северо-восточное направление.

По кровле нижнебашкирского горизонта размер складки по стратоизогипсе - 505 м следующий: длина - 5,3км, ширина - 1,6 км.

По кровле пласта Б1 размер складки по стратоизогипсе - 910 м следующий: длина 5,2 км, ширина - 2,2км.

Таким образом, сопоставляя структурные карты по кровлям нижележащих и вышележащих горизонтов, видим, что структурные планы по этим горизонтам очень незначительно отличаются друг от друга.

По девонским же отложениям форма складки заметно меняется. Так, по кровле евлановско-ливенских слоев верхнего девона, складка имеет более узкий и вытянутый вид, причем асимметричное строение складки полностью сохраняется.

Геологическое строение района

В геологическом строении территории принимают участие отложения девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя, триасовой, юрской и меловой систем мезозоя и палеогеновой и четвертичной систем кайнозоя /24, 25/.

Палеозой (PZ)

Девонская система (D)

В разрезе девонских отложений на глубину изучения присутствуют франский и фаменскиЙ яруса.

Франский ярус (D3f)

Семилукско-рудкинский горизонт (D3 sm-rd)

Отложения этого возраста распространены на всей характеризуемой территории. Представлены они в пределах Терсинской депрессии преимущественно известняками с прослоями мергелей. На остальной территории это известняки, иногда органогенно-обломочные, иногда битуминозные, реже битуминозные пиритизированные мергели. Мощность отложений этого возраста изменяется от 40 до 320 м, глубина залегания кровли до 3220 м.

Петинский горизонт (D3 pt)

Образования этого возраста на характеризуемой территории представлены зеленовато-серыми мергелями и темно-серыми аргиллитами, сильно слюдистыми, с многочисленными обуглившимися растительными остатками на западе и переслаиванием аргиллитов и алевролитов на востоке территории. Мощность отложений горизонта до 40 м, глубина залегания кровли до 3200 м.

Воронежский горизонт (D3 vr)

На характеризуемой территории воронежский горизонт представлен двумя пачками тонкообломочных и коралловых известняков мощностью до 30-40 м каждая, разделенных глинистыми темно-серыми микрозернистыми известняками мощностью до 40 м. Общая мощность воронежских отложений до 120 м, глубина залегания кровли горизонта до 3080 м.

Евлановский и ливенский горизонты нерасчлененные (D3 еv-lv)

В пределах характеризуемой территории в евлановско-ливенских отложениях выделяются три литологические пачки: нижняя, мергельно-аргиллитовая; средняя, известняковая, и верхняя, представленная глинистыми известняками. Нижняя пачка сложена мергелями, известковистыми аргиллитами и глинистыми известняками. Средняя пачка (основная по мощности), к которой приурочены залежи нефти и газа, сложена тонкообломочными, иногда коралловыми, известняками, часто доломитизированными. Верхняя пачка сложена глинистыми буровато- серыми известняками. Общая мощность отложений этого возраста 100-130 м. Глубина залегания кровли отложений 2950 м.

Фаменский ярус (D3 fm)

Задонский горизонт (D3 zd)

В разрезе задонских отложений выделяют две пачки: нижнюю, аргиллитовую, и верхнюю, мергельно-известняковую. Нижняя пачка сложена аргиллитами с тонкими прослоями известняковых конгломератов общей мощностью до 50 м. Верхняя представлена конгломератовидными, местами доломитизированными, известняками, переслаивающимися с мергелями, известковыми аргиллитами. Общая мощность отложений горизонта до 300 м, глубина залегания кровли до 2600 м.

Елецкий горизонт (D3 el)

В разрезе отложений елецкого горизонта, также, как и задонского, выделяются две пачки: нижняя, сложенная доломитизированными известняками, и верхняя, представленная псевдооолитовыми известняками, мелкообломочными или сгустковыми. Мощность верхней пачки 50 м. Общая мощность отложений до 240 м, глубина кровли - до 2360 м.

Лебедянский горизонт (D3 lb)

Отложения этого возраста представлены глинистыми, пятнисто-доломитизированными микрозернистыми известняками с линзами доломитов и редкими маломощными линзами ангидритов. В верхней части разреза прослеживается пласт доломита среди двух пластов доломитовых мергелей. Общая мощность отложений до 100 м, глубина залегания кровли горизонта до 2280 м.

Данковский горизонт (D3 dn)

В составе данковского горизонта выделяются два подгоризонта: верхний и нижний. Нижний подгоризонт сложен мелкозернистыми доломитами или массивными, часто тонкослоистыми, с линзами ангидрита, известняками. В составе верхнего подгоризонта выделяются три пачки. Нижняя пачка представлена доломитизированными известняками и Тонкослоистыми доломитами мощностью до 50-60 м. Средняя пачка представлена тонким переслаиванием доломитов, черных доломитовых мергелей, аргиллитов и известняков. Мощность ее 30-40 м. Верхняя пачка сложена тонкообломочными, а также пелитоморфными доломитизированными известняками с тонкослоистой структурой мощностью 20-30 м. Общая мощность данковских отложений до 200 м, глубина залегания кровли 2100 м.

Каменноугольная система (С)

Нижний отдел (С1)

В составе нижнего отдела каменноугольной системы выделяются турнейский ярус, визейский ярус в составе нижнего подъяруса без подразделения, бобриковского и тульского горизонтов (средний подъярус) и окского надгоризонта (верхний подъярус).

Турнейский ярус (C1 t)

Отложения этого возраста представлены известняками с прослоями доломитов, мергелей, аргиллитов, глин. Доломиты в основном глинистые, тонкозернистые, мергели доломитизированные, с редким пиритом. Общая мощность отложений 120-200 м, глубина залегания кровли до 1900 м.

Визейский ярус (C1 v)

Нижний подъярус (C1 v1)

В разрезе нижнего подъяруса визейского яруса выделяются две литологические пачки - нижняя и верхняя. Нижняя представлена известняками с прослоями доломитов и прослоем мергелей в основании разреза. В известняках отмечены также тонкие глинистые прослои. Мощность пачки до 10 м. Верхняя пачка сложена преимущественно глинами с прослоями мергелей, доломитизированных известняков, реже - доломитов. Иногда глины переходят в сильно пиритизированные алевролиты или кварцевые песчаники с карбонатным цементом. Общая мощность отложений подъяруса 30-35 м, глубина залегания кровли подъяруса до 1870 м.

Средний подъярус (С1v2)

Бобриковский горизонт (С1bb)

Бобриковские отложения представлены терригенными образованиями - песчаниками, алевролитами. В пределах площади работ в разрезе преобладают кварцевые песчаники и алевролиты. К югу происходит постепенное фациальное замещение песчаников глинами. Мощность горизонта 20-30 м, глубина залегания кровли 1850 м.

Тульский горизонт (C1 tl)

Для тульского горизонта на характеризуемой территории характерен карбонатно-терригенный тип разреза. Он представлен переслаиванием глин, известняков и, реже, доломитов. В нижней части разреза известняки доломитизированы. Песчаники часто не выдержаны как по мощности, так и по простиранию и имеют форму отдельных линз. Общая мощность отложений этого возраста 30-45 м, глубина залегания кровли до 1800 м.

Верхний подъярус (С1v3)

Окский надгоризонт (C1 ok)

Образования окского возраста представлены в основном известняками с редкими прослоями доломитов, глин, алевролитов и песчаников. В нижней части разреза глинистость отложений увеличивается. Известняки в кровле разреза обычно перекристаллизованные, пористо-кавернозные. Общая мощность отложений до 240 м, максимальная глубина залегания кровли надгоризонта 1560 м.

Серпуховский ярус (C1 s)

Отложения этого возраста представлены известняками трещиноватыми, пористо-кавернозными, неравномерно глинистыми, местами окремнелыми с редкими прослоями глин. Мощность отложений до 80 м, глубина кровли до 1480 м.

Средний отдел (C2)

В составе среднего отдела выделяются башкирский ярус в составе нижнего и верхнего подъярусов и московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.

Башкирский ярус (C2 b)

Нижний подъярус (C2 b1)

Отложения нижнебашкирского подъяруса представлены почти исключительно перекристаллизованными кавернозными трещиноватыми известняками. Внизу известняки преимущественно микро- и тонкозернистые. Верхняя часть подьяруса сложена органогенно-обломочными известняками. Общая мощность отложений до 80 м, глубина залегания кровли до 1400 м.

Верхний подъярус (C2 b2)

Верхнебашкирский подъярус на характеризуемой территории представлен глинами, алевролитами и песчаниками с редкими тонкими прослоями глинистых алевритистых известняков. Глины развиты преимущественно в нижней части разреза. В верхней части подъяруса они залегают в виде прослоев и пачек, разделяющих пласты песчаников и алевролитов. Мощность отложений этого возраста до 70 м, глубина залегания кровли 1360 м.

Московский ярус (C2 m)

Верейский горизонт (C2 vr)

На характеризуемой территории верейский горизонт сложен терригенными отложениями с прослоями известняков, реже доломитов. Терригенные осадки представлены глинами, алевролитами и песчаниками. Мощность горизонта до 200 м, глубина залегания кровли до 1160 м.

Каширский горизонт (C2 ks)

Каширский горизонт представлен переслаивающейся толщей алевролитов, аргиллитов, песчаников и известняков. В его разрезе выделяются три пачки: нижняя - известняковая, средняя - песчано-глинистая и верхняя - известняковая. Известняки обычно органогенно-обломочные, в отдельных прослоях микрозернистые. Песчано-глинистые отложения представлены в основном глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Общая мощность отложений до 100 м. Глубина залегания кровли горизонта изменяется в пределах 1040-1060 м.

Подольский горизонт (C2 pd)

В разрезе подольских отложений выделяют пять литологических пачек: известняковую (самая нижняя), алевритово-глинистую, известняковую, глинистую и снова известняковую. Нижняя пачка мощностью 18-27 м сложена известняками, часто доломитиэированными, глинистыми, с тонкими прослоями (1-2 см) алевритистых глин и тонкозернистых доломитов. Вторая снизу пачка (22-50 м) сложена в основном глинами с прослоями алевролитов и кварцевых песчаников. Третья пачка (15-34 м) представлена микоозернистыми известняками, водорослевыми и органогенно-обломочными. Четвертая пачка (3-15 м) сложена известковистыми, алевритистыми глинами. Верхняя пачка (45-60 м) представлена преимущественно известняками, в отдельных прослоях органогенно-обломочными, с прослоями доломитов. Общая мощность отложений 160 м, глубина залегания кровли горизонта до 900 м.

Мячковский горизонт (C2 me)

Для отложений этого возраста характерен терригенно-карбонатный тип разреза. Здесь выделяются три литологические пачки. Нижняя пачка сложена в основном известняками микросгустковыми и оолитовыми. Средняя пачка представлена известняками органогенно-обломочными. Верхняя пачка сложена тонкозернистыми доломитизированными известняками. Общая мощность отложений этого возраста до 130 м, глубина залегания кровли около 840 м.

Верхний отдел (Сз)

В составе верхнего отдела выделяются касимовский и гжельский ярусы.

Касимовский ярус (Сзk)

Отложения касимовского возраста представлены переслаивающимися известняками, глинами, алевролитами и песчаниками. В основании разреза преобладающими являются разрезе выделяют две литологические пачки. Нижняя сложена мелкозернистыми песками, мощность ее до 25 м. Верхняя пачка представлена кварцевыми мелкозернистыми песчаниками мощностью 25 м. Общая мощность отложений до 50 м, глубина залегания - 0-520 м.

Аптский ярус (К1а)

Образования аптского возраста на характеризуемой территории распространены не повсеместно. В разрезе аптских отложений выделяются две литологические пачки. Нижняя пачка сложена глинами с прослоями алевритов и песчаников и гнездами песков (мощность 0,1-0,5 м). Количество прослоев до четырех. Верхняя пачка представлена слюдистыми сильно глинистыми песками с прослоями песчаников и глин. В кровле пачки глинистость увеличивается. Мощность пачки 6-32,5 м (24, 25). Общая мощность аптских отложений до 125 м, глубина залегания - 0-500 м.

Альбский ярус (K1 al)

На территории работ альбские отложения отсутствуют только на левобережье р. Медведица в районе населенных пунктов г. Жирновск, Линево, Верхняя Добринка. Представлены они преимущественно песками разнозернистыми, кварцевыми, различной степени глинистости, с прослоями алевритов и маломощными прослоями песчаников. Мощность алевритовых прослоев 17-25 м, приурочены они могут быть к различным горизонтам в вертикальном разрезе. Общая мощность альбских отложений изменяется от 0 до 100 м, глубина залегания кровли - 0-380 м.

Верхний отдел (K2)

Сеноманский ярус (K2 s)

Отложения этого возраста представлены тремя литологическими пачками. Нижняя сложена алевритами, средняя песками кварцевыми, глинистыми и верхняя - снова алевритами. Общая мощность отложений 30-40 м, иногда до 60 м, глубина залегания изменяется от 0 до 300 м.

Туронский и коньякский ярусы нерасчлененные (K2 t-k)

Турон-коньякские отложения литологически хорошо выдержаны и представлены мелом песчанистым или грубым писчим, местами трещиноватым, с редкими прослоями глин. В основании разреза иногда залегает слой песка мощностью до 6 м. Общая мощность отложений изменяется от 0 м до 33-45 м, глубина залегания кровли - до 280 м.

Сантонский ярус (K2 st)

Характеризуемые отложения представлены глинами плотными, опоковидными, которые в южном направлении замещаются опоками с прослоями алевритов, глинистых песков и песчаников. Общая мощность отложений до 50-70 м, глубина залегания кровли находится в пределах 0-220 м.

Кампанский ярус (K2 km)

В этих отложениях выделяются две литологические пачки. Нижняя сложена песками мелкозернистыми, реже среднезернистыми. Верхняя пачка- представлена чередованием глинистых песков, глин и песчаников. Общая мощность отложений до 140 м, глубина залегания кровли 0-120 м.

Палеогеновая система (Р)

Палеогеновая система на характеризуемой территории представлена только отложениями сызранской свиты.

Нижний отдел (P1)

Сызранская свита (P1 sz)

Отложения этого возраста занимают самые высокие отметки водораздельных пространств между р.р. Медведицей и Щелканом, Щелканом и Вязовкой, Добринкой и Карамышем и на правобережье р. Терсы. Представлены они глинистыми мелкозернистыми песками с прослоями песчаников и глин. В средней части разреза отмечается пачка песчанистых опоковидных глин. Общая мощность отложений до 50 м, глубина залегания - 0-50 м.

Неогеновая система (N)

Скифский горизонт (N2 sk)

Отложения этого возраста распространены в междуречье рек Медведица и Терса, где слагают вершины водоразделов. Представлены они плотными красно-бурыми глинами. Мощность отложений до 50 м.

Четвертичная система (Q)

В строении четвертичной системы принимают участие плейстоценовые (средне- и верхнечетвертичные) и голоценовые (современные) отложения.

Плейстоцен (Q)

Среднее звено (QII )

Днепровские ледниковые отложения (gQII dn)

Днепровский горизонт распространен в междуречье рек Медведица и Терса и приурочен к водораздельным пространствам. Представлены образования горизонта моренными отложениями. Это глины с обильным включением песчаного и гравийно-галечного материала, а также суглинки. На некоторых участках встречаются флювиогляциальные разнозёрнистыё пески мощностью до 3 м. Общая мощность отложений изменяется от 0 до 50 м.

Верхнее звено (QIII)

Элювиально-делювиальные покровные верхнечетвертичные отложения (ed QIII)

Эти отложения распространены на всей территории работ и покрывают водоразделы в междуречьях рек и балок. Представлены они суглинками с линзами и тонкими прослоями песков-и супесей. Общая мощность отложений до 10 м.

Аллювиальные отложения I и II надпойменных террас (a QIII)

Аллювиальные отложения I и II надпойменных террас распространены только по долинам рек Медведица, Терса, Вязовка, Добринка, Щелкан и Карамыш. Представлены они песками от мелко- до крупнозернистых, в подошве нередко с обломками коренных пород: песчаников, опок, мела, известняков. В песках прослеживаются прослои суглинков, супесей и глин. Мощность отложений до 15 м.

Голоцен (Qiv)

Современные аллювиальные отложения пойм (aQiv)

Современные аллювиальные отложения пойм также распространены только по долинам рек. Представлены они мелко- среднезернистыми песками прирусловой фации, в подошве нередко с галькой и гравием, с прослоями суглинков и песчаных глин. С удалением от русла мелко- и среднезернистые пески переходят в тонкозернистые, затем в супеси, суглинки и песчаные глины. Мощность отложений 10-33 м.

нефтегазоносность

В процессе разведочного и эксплуатационного бурения на Жирновской площади установлена промышленная нефтеносность отложений башкирского яруса среднего карбона, намюрского яруса, песчаников и известняков тульского и сталиногорского горизонтов визейского яруса. Газоносные пласты установлены в верейском горизонте и турнейском ярусе.

Залежи нефти обнаружены в eвлaнoвcкo-ливeнcком горизонте верхнего девона. Признаки нефтеносности в виде пропитанности пород битумом и нефтяных пленок на поверхности глинистого раствора отмечены в .отложениях каширского горизонта среднего карбона.

Продуктивная часть евлановско-ливенского горизонта представлена переслаиванием известняков, доломитов и доломитизированных известняков.

Известняки псевдооолитовые, доломитизированные, известняки и доломиты трещиноватые.

Впервые продуктивность евлановско-ливенского горизонта установлена в 1953 г. При опробовании скважины №13 в интервале 1788-1808 метров /-1618-1638 м/ получен газонефтяной фонтан, но через несколько часов скважина заглохла. В дальнейшем снова перешла на фонтанирование газонефтяной эмульсией, скважина вскрыла нефтяной пласт в контакте с газовой шапкой

Пластовое давление, приведенное к ВНК составляло 188 атм. Нефть, отобранная из скважины, светлая, легкая, удельный вес 0,797, имеет запах сероводорода, вязкость нефти невелика, содержание парафина не более 3%. В скважине № 224 евлановско-ливенские слои были .опробованы в трех интервалах: 1818-1823 м (-1626-1631 м); .1813-1825 /-1621-1632/; 1796-1808 /-1604-1616 м/ при освоении получен приток нефти.

В сводовой скважине № 198 в интервале 1776-1788 м /-1613-1625/ был получен фонтан газа, а в интерзале 1790-17Э4 М/-1627-163Т м/ получен приток нефти с газом.

Фонтан нефти из евлановско-ливенских отложений был получен в скважине I? 219 в интервале 1777-1782 м /-1625-1630 м от уровня моря/, дебит 65 т/сутки при 7 мм, буферное давление 40 атм., затрубное 100 атм. '

В скважине была произведена соляно-кислотная обработка. В результате этого дебит заметно увеличился до 75 т/сутки при 6 мм штуцере, газовый фактор 303,8 м3/т буферное давление 66 атм., затрубное 70 атм.

Скважина находилась в пробной эксплуатации, по окончании срока пробной эксплуатации она была законсервирована.

В скважине №219 был дострелян интервал 1782-1787 м /-1630-1635 м/, с целью определить положение водо-нефтяного контакта, но при опробовании была получена безводная нефть.

Кроме перечисленных выше скважин, евлановско-ливенские слои были опробованы еще в 5 скважинах:

№№ 16, 212, 220, 223, 10, в некоторых были получены притоки пластовой воды с абсолютных отметок -1632-1754 м.

Судя по приведенным данным опробования, залежь нефти в евлановско-ливонских отложениях Жирновского месторождения довольно узкая с большой газовой шапкой и подстилается подошвенной водой.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

по евлановско-ливенскому горизонту пласт Е2 объемным методом

Подсчет запасов нефти и свободного газа производится объемным методом по формулам:

для нефти

Q= 10-3Sh; где

Q - начальные балансовые запасы нефти в тоннах;

S =9074000 - площадь нефтеносности в квадратных метрах;

h=17,6 - средневзвешенная по площади эффективная мощность пласта в метрах,

= 0,11 - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород;

= 0,68 - коэффициент насыщения пласта нефтью;

= 0,8- удельный вес нефти в поверхностных условиях;

= 0,7- пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий к поверхностным;

для газа:

V = S f h P; где

V - объем извлекаемого газа в Нм3;

S - площадь в пределах контура газоносности в м2;

h- - средневзвешенная по площади эффективная мощность в м

-коэффициент аффективной пористости:

f - поправка на температуру пласта;

Р - пластовое давление в атм.

- поправка на отклонение от идеальных газов,

- коэффициент газонасыщенноети,

Числовые значения, входящие в формулы объемного метода, определены на основе геолого-геофизического изучения пластов и данных лабораторных исследований.

Исходные данные для определения:

а) удельный вес нефти на поверхности - 0,8

б) пластовое давление - 188 атм.

в) газовый фактор - 190 м3/т

г) пластовая температура - 44°

д) удельный вес газа по воздуху - 0,799

Коэффициент перевода объема нефти из пластовых условий к поверхностным равен 0,7.

К - коэффициент отдачи.

Коллектор евлановско-ливенских слоев сложен неоднородными трещиноватыми известняками, залежь нефти имеет газовую шапку и подпирается подошвенной водой.

Учитывая наличие газовой шапки значительных размеров, низкую вязкость нефти в пластовых условиях, а также то, что нефтяная залежь в большей своей части подпирается водой, следует сделать вывод, что при снижении пластового давления в процессе разработки газовая шапка и подпирающая залежь вода будет совершать полезную работу по вытеснению нефти, т.е. режим работы залежи будет несколько отличаться от режима растворенного газа.

В связи с изложенным считаем возможным принять коэффициент нефтеотдачи равным 0,4.

Y - газовый фактор, определенный по промысловым данным и глубинной пробе, равен 190 м3/т.

Балансовые запасы нефти в пласте Е2:

Q = 9074000 17,6 0,11 0,68 0,8 0,7 = 6690 тыс. т.

Извлекаемые запасы нефти :

Qи = 6690000 0,4 = 2676 тыс. т.

Общие запасы растворенного газа:

V = 190 6690000 = 1271 млн м3

Извлекаемые запасы растворенного газа :

Vu = Qu r0 + Qнu (r0 -g) -Qн * Рост ;

Vu = 190 2676000 + 1716 (190 -12) -2676000*10/(0,680,8) = 459 млн. т.;

Запасы свободного газа в газовой шапке

S - площадь в пределах газоносности определена планиметром № 3340 равной 5188000 м2;

h. - средневзвешенная газонасыщенная мощность пласта равна 10 м

- коэффициент пористости принят как и при подсчете запасов нефти равным 0,11;

=0,68 - коэффициент газонасыщенности принят равным коэффициенту нефтенасыщенности;

f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре определена по формуле:

- давление в газовой шапке определено по формуле:

Рпл - пластовое давление , приведенное к водонефтяному контакту, равно 188 атм.

н - удельный вес нефти в пластовых условиях 0,7

hн -этаж нефтеносности - 18 м

-поправка на отклонение природного газа от закона Бойля - Мариотта определена по формуле:

, где



Подсчет запасов газа производим с расчетом снижения пластового давления до 1 ат.

Запасы свободного газа в газовой шапке

V = 5188000 10 0,11 0,68 0,924 1,698(186,7-1) = 11306 млн. м3

Подсчитанные запасы нефти являются первоначальными.

Остаточные запасы нефти и газа определены по формуле:

месторождение газ геологический нефть

Qост. = Qнач - Qотоб

Qотоб нефти = 84% от Qнач = 2247,8 тыс. тонн

Qотоб газа = 385,6 млн. м3

Извлекаемые запасы нефти и растворенного газа в евлановско-ливенском горизонте пласт Е2

Qост. н = 2676 тыс. тонн - 2247,8 тыс. тонн = 428 тыс. тонн

Vост. г = 459 млн. м3 - 385,6 млн. м3 = 73,4 млн. м3

ВЫВОДЫ

Промышленная нефтегазоносность Жирновского месторождения установлена в отложениях верейского, верхнебашкирского, нижнебашкирского горизонтов среднего карбона, отложениях намюрского тульского, турнейского горизонтов нижнего карбона и евлановско- ливенском горизонте верхнего карбона.

Отложения карбона вскрыты большим количеством скважин, расстояния между которыми не превышает 300-400 м, как указывалось выше, пробуренных в основном до 1957 г. Значительных изменений за период с 1.07.57г. /последний пересчет запасов/ по 1.10.60г. по структурным планам продуктивных отложений карбона нет.

На основе полученных новых данных за указанный период изменились представления о положениях газонефтяных и водонефтяных контактов, рассматриваемых в отчете продуктивных пластовка также некоторых параметров подсчета запасов.

В отложениях верейского горизонта опробованием установлено два газоносных пласта.

В отложениях верхнебашкирского горизонта выделяются два промышленных объекта: пласты 1+II+III с общим водо-нефтяным контактом и пласт IV,имеющий самостоятельные газо- и водонефтяной контакты.

Запасы нефти и газа по евладовско-ливенскому горизонту претерпели значительное изменение.

Запасы по пласту Е2 после пересчета увеличились больше, чем в два раза в связи с изменением следующих параметров.

Эффективная мощность нефтенасыщения до 10 м за счет уточнения положения газонефтяного контакта (ГНК поднят на 10 м).

Коэффициент пористости при пересчете запасов определен равным 0,11, коэффициент пористости принимался равным 0,06. Лабораторным путем коэффициент пористости определен лишь по 4 образцам и колеблется в широких пределах - от 0,96% до 13%. По геофизическим данным определение пористости, произведено по 6 скважинам. Средняя пористость по геофизическим данным равна 11%.

Учитывая недостаточность кернового материала и приуроченность последнего к более плотным разностям, коэффициент пористости при пересчете принимаем равным 0,11.

Коэффициент нефтенасыщения при подсчете запасов принимался условно равным 0,68.

Коэффициент нефтенасыщенности определен по геофизическим данным равным 0,7.

Уточнена величина газового фактора: по глубинной пробе и данным пробной эксплуатации газовый фактор равен 190 м3/т.

Размещено на Allbest.ru

...