Проект уточнения геологического строения и поиска залежей нефти и газа в мезозойских отложениях на площади "Еспелисай"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефть залежь разрез скважина

Дипломный проект на тему «Проект уточнения геологического строения и поиска залежей нефти и газа в мезозойских отложениях на площади «Еспелисай» составлен в соответствии.

Дипломным проектом предусматривается проведение глубокого поискового бурения с целью изучение геологического строение структуры поисков залежей нефти и газа на площади Коктас.

Основанием для постановки поискового бурения на площади «Еспелисай» послужили наличие, подготовленного сейсмическими работами МОГТ в триасовых отложениях.

Глубокое бурение на площади Еспелисай проектируется с целью поисков залежей УВ в триасовых и нижнеюрских отложениях, изучения геологического строения и геолого-геофизической характеристики вскрываемого разреза. Результаты поискового бурения будут использованы при решении вопроса о необходимости дальнейшего развития поисково-разведочных работ в данном районе.

1. Геологическая часть

1.2 Географо-экономические условия

В административном отношении площадь Еспелисай относится к землям Тупкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан.

В тектоническом отношении площадь приурочена к зоне сочленения Беке-Башкудукского вала, Карагиинской седловины с Жетыбай-Узенской тектонической ступенью и находится в 25 км к северо-востоку от месторождения Алатюбе.

Морфологический район работ характеризуются сложным рельефом дневной поверхности. В связи с этим строение верней части разреза неоднородно и представлено породами различного литологического состава. Абсолютные отметки в пределах площади составляют - 1-+14 метров.

По географическому районированию территория относится к зоне среднеазиатских пустынь с резкоконтинентальным климатом со знойным сухим летом и холодной малоснежной зимой. Температура воздуха колеблется от -25є до +42єС. Зимой постоянно дуют холодные ветры преимущественно северо-восточного направления. Осенне-весенний период занимает небольшой промежуток времени, являясь переходным. К этому времени, в основном, приурочены немногочисленные дожди.

Постоянная гидрографическая сеть и источники питьевой воды районе исследований отсутствуют. Среднегодовые количество осадков около 100 мм в год.

Растительный мир скуден, животный мир беден. Население - казахи, занимающиеся животноводством.

Дорожная сеть представлена в основном грунтовыми дорогами, пригодными для передвижения автотранспорта, за исключением весны и осени, когда выпадает наибольшие количество осадков.

Ближайшая асфальтная дорога находится в 40 км к югу от площади, а железная дорога проходит на расстоянии 1 км к северо-западу от района работ.

От проектируемой площади до г.Актау - 50 км, станции Мангышлак- 40 км, г. Жана-Озен- 190 км.

Бурение поисковых скважин будет производиться Мангышлакским управлением разведочного бурения (ТОО «OSC»), база производственного обслуживания (БЮ) находится на станции Мангышлак.

Необходимые грузы будут доставляться на буровые автотранспортом с базой материально-технического снабжения расположенной на станции Мангышлак.

Вахты к буровым будут доставляться также автотранспортом. В случаях необходимости можно использовать вертолет или транспорт высокой проходимости.

Для сменной вахты проектируется временный поселок из вагонов, расположенный рядом с буровой, а также столовая и культвагон.

Для снабжения буровой технической водой можно использовать законсервированные водозаборные скважины Куюлуса, или использовать водовод, проходящий в 2,5 км от проектируемой скважины №1.

Кроме того рекомендуется пробурить одну скважину глубиной 140 м на палеогеновые отложения с проведением полного комплекса БКЗ с целью оценки гидрогеологической характеристики разреза.

Раствор для бурения скважин предполагается готовить на буровой из ингредиентов, доставляемых с базы материально-технического снабжения.

Промыслово-геофизические исследования будут производиться Управлением геофизических работ.

Тампонажные работы будут выполняться тампонажной конторой, расположенной в городе Жана-Озен.

Связь ТОО «OSC» будет осуществляться с помощью радиостанции.

Полезные ископаемые и стройматериалы в районе проектируемой площади отсутствует.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

За период с 1954 по 1990 годы на площади Еспелисай был выполнен большой объем геофизических и геологических исследований.

На начальном этапе изучения осуществлен комплекс геофизических работ организациями Министерство геологии. На базе результатов этих работ трестом МНГР проведено структурные и структурно поисковые бурение на юрско-меловые отложения. Надо отметить, что геолого-геофизические исследования этого периода целиком были связаны с изучением только юрско-мелового комплекса и с поисками в нем структурных форм, перспективных на нефть и газ.

В семидесятые годы началось изучение доюрских отложений. Основные представления о геологическом строении данного комплекса получены в результате поисковых и детальных сейсмических исследований МОГТ (МНГФ), которые позволили в общем плане отобразить геологическое строение участка по целевым внутритриасовым отражающим горизонтам.

В 1992 году ПО «МНГФ» представлен паспорт на структуру Еспелисай, подготовленную сейсморазведкой к глубокому поисковому бурению.

Краткие сведения о результатах геолого-геофизической изученности приводится в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-геофизическая изученность

№п /п	Год проведения работ	Авторы отчета	Район работ	Методика проведения работ, масштаб	Краткие результаты работ
1	2	3	4	5	6
1	1989г., МНГФ с.п. 3/88-89	Козьмин В.И. и др.	Караоба-Карагалы	Детальные работы МОГТ масштаб 1:50 000	Построены структурные карты по отражающим горизонтам III (КIh)-подошва готерива, IV2 (J2) - репер в байосе, VI (JI)-размытая поверхность доюрских отложений, V13 (Т3)-репер в верхнем триасе, V2II (Т2)-кровля плата «А» в среднем триасе, VII (PZ)-кровля палеозоя. Проведенными работами подтверждено сложное блоковое строение территории по отложениям триаса и кровли палеозоя. Выявлены зоны развития тектонических нарушений. По триасовым горизонтам подтверждены выявленные ранее поднятия Танирберген, Караоба, вновь выявлены поднятия Сев.Алатобе, Карагалы, Аксаз, Еспелисай
2	1990г МНГФ, с.п. 2/90	Козьмин В.И. и др.	Аксаз-Эспелисай	Детальные работы МОГТ масштаб 1:50 000	Построены карты изохрон и структурные карты по отражающим горизонтам: I-подошва олигоцена, II- репер в верхах маастрихтского яруса, II- подошва сантонского яруса, III- подошва готерива, IV2- репер в байосе, VI- размытая поверхность доюрских отложений, V13 - репер в верхнем триасе, V2II, V2III- кровля пласта «А» в среднем триасе и карта Н между отражающими горизонтами II- II. Подтверждено сложное блоковое строение территории по триасовым отложениям, выявлены зоны развития тектонических нарушений. Уточнено строение по триасовым горизонтам поднятий Долинное, Кариман, Сев.Аккар, а также ранее выявленных поднятий Аксаз, Еспелисай, Борлы. Подготовлены под разведочное бурение поднятия Аксаз, Еспелисай, Борлы. Выявлено поднятие по триасовым горизонтам Есен. Установлено несовпадение структурных планов по горизонтом в триасе с юрско-меловыми.

1.3 Геологическое строение района

Наиболее древние породы, которые предполагается вскрыть в процессе бурения на площади Еспелисай относятся к нижнему триасу. Описание литологии и мощности стратиграфических комплексов приводятся на основании результатов сейсмических работ, проведенных в отчете и в паспорте на структуру с учетом данных бурения скважин на площадях Северный Аккар, Долинное, Алатобе, Атамбай-Сартюбе.

Выводы авторов отчета и паспорта на структуру Еспелисай представляются в отдельных случаях достаточно спорными. Так на структурной карте по V13 отражающему горизонту граница прослеживаемости верхнетриасовых отложений вскрыты в скважине №1 Долинная на 605 метров, на Северном Аккаре скв.№5 на 311 метров. В этой связи на проектируемой площади прогнозируем также вскрытие верхнетриасовых отложений.

Мезозойская группа

Триасовая система

Отложения триасовой системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним

Нижний триас

Отложения нижнего триаса представлены преимущественно терригенного состава с маломощными прослоями карбонатных разностей. Аргиллиты зеленоватого, шоколадного, красно-бурого цвета, тонкодисперсные, трещиноватые, с зеркалами скольжения, местами карбонатные.

Песчаники от мелко-до крупнозернистых, зеленовато-серые.

Нижнетриасовые отложения предполагается вскрыть 60-130 метров.

Средний триас

В разрезе среднего триаса выделяется две толщи: нижняя-вулканогенно-карбонатная и верхняя-вулканогенно-терригенная. Породы серого, светло-серого до черных тонов, с зеленоватым и буровым оттенками.

Известняки в большинстве случаев пелитоморфные, микрозернистые, мелкокристаллические, тонкозернистые, плотные, крепкие, оолито-обломочные, трещиноватые. Наблюдается многочисленные отпечатки чешуи рыб, встречаются кристаллики пирита, обломки органических остатков, вертикальные тонкие трещинки, заполненные кальцитом, перекристаллизованная фауна пелеципод.

Доломит светлые, темно-серые, с буроватым оттенком буровато-серые, пелитоморфные, обломочные, солито-обломочные, прослоями перемятые, содержат примесь туфового материала, прослоями мелкокаверновые.

Туфоаргиллиты пятнистые, неравномерноокрашенные, зеленые и бурые, крепкие, плотные, трещиноватые.

Туфопесчанники средне-крупнозернистые пятнистые, зеленые и бурые, сильно слюдистые, крепкие, плотные, трещиноватые, трещинки, в основном, вертикальные.

Песчаники мелко-среднезернистые с пятнистой текстурой с прослоями алевролитов и туфопесчаников средне-мелкозернистых. В песчаниках косоволнистая слоистость.

Аргиллиты алевритистые с обилием обугленного растительного детрита с отпечатками растений.

Трещины в породах заполнены битумом.

Мощность среднетриасовых отложений составит 600 метров.

Верхний триас

Отложения верхнего триаса с размывом залегают на средне-триасовых отложениях и представлены в основном аргиллитами, алевролитами, песчаниками.

Встречаются прослои гравелитов, вулканогенно-терригенных образований. Породы окрашены в зеленовато-сизовато-серую окраску.

В основании разреза залегает базальный пласт, сложенный разнозернистыми песчаниками, туфопесчаниками разнозернистыми слабонефтенасыщенными, нефтенасыщенными.

Аргиллиты тонкослоистые, алевритистые с обилием обугленного растительного детрита.

Песчаники разнозернистые, крепкие с многочисленными отпечатками обломков и целых раковин пелеципод.

Вулканогенные породы слагают нижнюю часть разреза и представлены туфопесчаниками, туфами, туфоаргиллитами.

Туфопесчаники разнозернистые, участками гравийные, слабокарбонатные, слюдистые по напластованию, крепкие, плотные, с глинисто-карбонатным цементом, с редкими включениями растительного детрита, участками с пятнистой текстурой из-за неравномерной пропитки битумом.

Туфы плотные, трещиноватые, с примесью песчанистого материала.

Туфоалевролиты очень крепкие.

Туфоаргиллиты комковатой текстуры, участками пятнистой, легко раскалываются по напластованию.

Мощность отложений верхнего триаса 240-505 метров.

Юрская система

Отложения юрской системы представлены двумя отделами: средним и верхним

Средний отдел

В разрезе средней юры выделяются ааленский, байоский и батский ярусы.

Ааленский ярус

Отложения ааленского яруса представлены разнозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями и линзами глин и мелко-галечных конгломератов.

Песчаники серые, желто-серые, бурые, мелко-, средне-, крупнозернистые.

Глины серые, темно-серые, аргиллитоподобные. Отложения аалена, особенно глины, насыщены растительной органикой.

Алевролиты серые, темно-серые.

Мощность ааленских отложений составит 115-150 метров.

Байосский ярус

Отложения этого яруса представлены чередующимися песчаниками, алевролитами, глинами, изредка с прослоями мергелей, углей.

Низ разреза байосского яруса глинистый с линзовидными прослоями песчано-алевритовых пород. Верх - песчано-алевритовые породы, с прослоями глин.

Песчаники серые, темно-серые, бурые, мелко-и среднезернистые.

Алевролиты серые, бурые, средне-мелкозернистые.

Глины темно-серые, почти черные, иногда с буроватым оттенком, с обилием обугленной растительной органики.

Мощность отложений байосского яруса 365-380 метров.

Батский ярус

Для отложений батского яруса характерно чередование песчаников, алевролитов, глин.

Песчаники серые, темно-серые, буроватые и желто-серые, мелкозернистые, редко среднезернистые.

Глины темно-серые плотные.

В породах многочисленные прослои углистых сланцев, обильный растительный детрит, отдельные крупные остатки флоры.

Мощность батских отложений составит 170-175метров.

Верхний отдел

В разрезе верхней юры выделяется три яруса: келловейский, оксфордский и кимеридж-титонский.

Келловейский ярус

Отложения келловейского яруса представлены глинистыми и песчано-алевритовыми породами, по литологическим особенностям разрез подразделяется на три части.

Нижняя - глинистая с тонкими прослоями песчано-алевритовых пород.

Средняя - песчаники и алевролиты с прослоями глин.

Верхняя - глинистая с редкими прослоями мергелей.

Глины - зелено-серые, темно-серые, иногда буроватые.

Песчаники преимущественно мелкозернистые.

В породах встречаются обугленные остатки наземной и водной флоры.

Мощность келловейских отложений составит 95-110 метров.

Оксфордский ярус

Отложения оксфордского яруса представлены толщей глинисто -карбонатных отложений с преобладанием глин в разрезе, особенно в нижней части.

Породы имеют серую, темно-серую, зелено-серую окраску.

Мергели пелитоморфно-микрозернистые.

Встречаются прослои глинистых и чистых известняков, изредка прослои мелко-и разнозернистых алевролитов и светло-серых, мелкозернистых песчаников.

Отмечаются в разрезе растительный детрит и фаунистические остатки.

Мощность отложений оксфорда 115-125 метров.

Кимеридж-титонский ярус

Отложения кимеридж-титонского яруса представлены толщей органогенно-обломочных, афанитовых, мелкокристалических, нередко доломитизированных и перекристаллизованных известняков с прослоями доломитов, мергелей, глин, алевролитов, песчаников.

Песчаники и алевролиты серые, зелено-серые, темно-серые.

Мощность отложений кимеридж-титона 100-120 метров.

Меловая система

В меловой системе выделяются нижний и верхний отделы.

Нижний отдел

Отложения нижнего мела представлены неокомским надъярусом, аптским и альбским ярусами.

Неокомский надъярус

Отложения неокома с размывом и несогласием залегают на юрских отложениях. В основании залегает монолитный пласт базального конгломерата мощностью до 0,3 метра.

Выше разрез сложен песчаниками, известняками, с прослоями мергелей и глинистых известняков, характерна пестроцветная окраска.

Песчаники мелко-, средне-, и разнозернистые.

Известняки тонко-микрозернистые.

Алевролиты крупнозернистые.

Доломиты тонкозернистые.

Мощность отложений неокома 265-275 метров.

Аптский ярус

Отложения начинаются плотным песчаником с галькой и желваками фосфоритов, залегающей на размытой поверхности неокома. Повсеместно выше залегают толща почти черных глин с большими содержанием обугленной органики, выше прослои песчаников мелкозернистых, алевролитов разнозернистых, мергели с обломками раковин пелеципод и фораминифер.

Мощность аптских отложений 145-155 метров.

Альбский ярус

Отложения альбского яруса представлены: низ - темно-серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов, середина - переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пород, верх - алевролиты с прослоями песчаников, глин. Песчаники темно-серые, зелено-серые, мелкозернистые, алевролиты разнозернистые, глины почти черные.

Мергели тонко- и микрозернистые с обломками раковин пелеципод и фораминифер.

Мощность альбского яруса 400-430 метров.

Верхний мел

Отложения верхнего мела представлены сеноманским ярусом, сенон-туронским надъярусом и датским ярусом.

Сеноманский ярус

В основании яруса залегает фосфоритовый горизонт. Разрез представлен глинами зелено-серыми, темно-серыми с небольшими прослоями песчаников мелкозернистых.

Мощность сеноманских отложений 125-135 метров.

Сенон-туронский надъярус

Начинаются эти отложения с фосфоритового песчаника серого, мелкозернистого. Надъярус сложен мелоподобными известняками, органогенно-обломочными, хемогенными, белым писчим мелом, мелоподобными мергелями, пестроцветными.

Мощность сенон-туронских отложений 200-220 метров.

Датский ярус

Отложения датского яруса с размывом залегают на сенон-туронских. Преобладают в разрезе пелитоморфными и органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей серых с желтоватым оттенком, глин. В основании - прослой меловых пород с галькой.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Отложения палеогена с размывом залегают на породах датского яруса. В основании разреза - песок серый, или прослой песчаника с галькой. Далее вверх по разрезу залегают белые мергели, в средней части разреза - коричневые глины, светло-серые, белые, мелоподобные мергели, верхней части разреза - толща зеленовато-серых, бурых глин, жирных на ощупь.

Мощность отложений палеогена 80-165 метров.

Четвертичная система

Четвертичные отложения представлены однообразным комплексом пород. В основном это суглинки, супеси, разнозернистые пески, желто-серые, серые, песчанистые глины.

Мощность четвертичных отложений до 10 метров.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении рассматриваемая площадь Еспелисай приурочена к структуре, осложняющей западное окончание Беке-Башкудукского вала, и Жазгурлинской внутренней впадине.

Площадь Еспелисай подготовлена к поисковому бурению в результате сейсмических работ, проведенных сейсморазведочной партией.

Как положительная структура площадь Еспелисай была выявлена по V2III отражающему горизонту, по которому зафиксирован свод крупного контрастного поднятия, постепенно переходящий в обширный полусвод, примыкающий с юга-запада к линии субширотного регионального А-А, интерпретируемого как надвиг. К югу от разлома наблюдается несколько тектонических нарушений с преобладающим субширотным простиранием. Одно из них предположительно проходит через свод поднятия, южнее от регионального разлома.

По изогипсе -3400 м размеры структуры составляют 6,5*3,0 км, амплитуда- 500 м.

Максимальная крутизна приурочена к южному крылу и колеблется от 20є до 50є, западная часть структуры -20є-30є, северная часть - до 10 є, восточная при разломная часть поднятия -20 є и более.

По результатам прогнозирования геологического разреза волновая картина на участке Еспелисай характерна для зон, примыкающих к разлому, и интервал карбонатных отложений представляет поисковый интерес.

1.5 Нефтегазоносность

Успехи поисково-разведочных работ в северной части Карагиинской седловины и ее зонах сочленения с Беке-Башкудукским валом и Жетыбай-Узеньской тектонической ступенью свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности среднетриасовых отложений, являющихся на Южном Мангышлаке основной продуктивной толщей доюрского комплекса.

В рассматриваемом районе, за последнее десятилетие, были открыты месторождения Северный Аккар, Долинное, Алатобе, Атамбай с залежами нефти в среднем триасе и Северное Карагие с зележью нефти в базальном горизонте верхнего триаса.

В среднем триасе залежи нефти и газа сконцентрированы в вулканогенно-карбонатной толще, перекрывающие вулканогенно-терригенные породы рассматриваются как флюидоупор.

В вулканогенно-карбонатной толще развиты коллекторы преимущественно каверного-порового и трещинного типов. Последние в силу низких емкостных свойств влияют преимущественно на фильтрационную характеристику продуктивной толщи триаса.

Каверново-поровые коллекторы обладая высокими емкостными свойствами (открытая пористость до 25,5 % на Сев.Акаре) создают природный резервуар. Проницаемость этих коллекторов достигает 343х10-3мкм2.

На разведанных месторождениях Сев.Акар, Алатобе, Атамбай отмечено, что в пределах площади месторождения каверново-поровые коллекторы характеризуются высокой неоднородностью по составу и наличием практически непроницаемых участков, незатронутых выщелачиванием. Поэтому, при опробовании коллекторов на одних гипсометрических уровнях возможно получение притоков пластового флюида различной степени интенсивности. Например, на Северном Акаре дебиты нефти из среднетриасовых отложений залегающих на одинаковых гипсометрических отметках варьируют от первых м3/сут до сотен м3/сут. Максимальный дебит нефти достигал 252 м2 сут через 12 мм штуцер. Не исключено возможность мелкоблокового строения триасовых отложений и дефференцированной, по блокам, степени насыщения углеводородами коллекторов.

На Долинной, в скважине №1 при пластоиспытании среднетриасовых отложений был получен приток газа с расчетным дебитом 134900 м2 /сутки через 25 мм штуцер.

При вскрытии в триасовых отложениях зоны разуплотнения с геотермобарическими условиями близкими к Алатобе, дебиты нефти могут значительно превышать установленную на Сев.Акаре и Долинной максимальную величину притока. Ожидаемые залежи нефти и газа пластовые, сводовые тектонически экранированные и ограниченные.

Промышленная нефтегазоносность верхнетриасовых отложений связывается с нижней вулканогенно-терригенной толщей. Выявленные и оцененные в этой толще залежи нефти и газа, в основном связаны с базальным горизонтом залегающим в основании верхнетриасового разреза. В базальном -горизонте развиты коллекторы порово-трещинного типов. По аналогии с месторождением Северное Карагие открытая пористость составляет 7,2% и проницаемость - 0,0138 мкм2. Дебиты нефти в скважине 5-Сев. Карагие достигали 108 м3/сут и газа - 14 тыс.м3/сут.

Прогнозируемые залежи нефти и газа могут быть пластовыми, сводовыми тектоническим экранированными и ограниченными.

В перекрывающих юрско-меловых отложениях, в районе площади Еспелисай, наблюдается моноклинальное погружение пород с небольшим расширением изогипс. Отсутствие структурной формы не исключает возможности обнаружения ограниченных скоплений углеводородов в нижнемеловым-юрском разрезе, связанных с неструктурными ловушками.

К западу от структуры Еспелисай, на западном окончании Беке-Башкудукского вала разведаны залежи нефти и газа в отложениях нижнего мела и верхней юры.

К востоку от структуры Еспелисай, на Беке-Башкудукского валу в районе колодца Беке и могилы Караманата были получены признаки нефти и газа из аптских, неокомских и юрских отложений.

Однако отсутствие в юрско-меловых отложениях площади Еспелисай антиклинального поднятия не позволяет надеяться на наличие в отложениях платформенного чехла промышленных скоплений УВ.

Таким образом, на площади Еспелисай перспективы промышленной нефтегазоносности связываются с верхне - и среднетриасовыми отложениями.

По аналогии с разведанными месторожением Сев. Акар прогнозируются следующие физико-химические свойства триасовых нефтей: в дегазированном состоянии плотность при 20єС равна 0,8399:0,8866 г/см3, вязкость динамическая при 40єс-22,5:53,8 МПа*С, парафина 22,7:23,7%, смол - 10,7:15,6%, асфальтенов - 0,02:1,9%. Температура застывания +34єС+30єС. нефтяной газ состоит из метана 55-61%, этана 14-15 %, пропана 14-15 %,бутана 7-10% остальное приходится на С5+вышие.

На Долинное среднетриасовые газы состоят из метана-52,28%, этана -28,7, пропана-9,48, бутана-5,65%, пентана-4,48 %.

1.6 Гидрогеологическая характеристика разреза

Проектируемая площадь работ Еспелисай входит в состав Мангышлак-Устюртского артезианского бассейна первого порядка, в пределах которого подземного воды встречены от пермских до четвертичных отложений. В региональном плане они разделены надежно изолируюшими покрышками, хотя на отдельных участках имеет место гидравлическая связь через денудационные окна в покрышках и по зонам тектонических нарушений.

Учитывая накопленный гидрогеологический материал по подземным водам Южного Мангышлака и результаты опробования соседних площадей, в проектируемом разрезе площади Еспелисай можно наметить следующие гидрогеологические этажи: нижний-триасовый, средний-юрский и верхний-вклющающий водоносные комплексы мела.

Триасовый гидрогеологический этаж объединяет две водоносные толщи: верхне- и среднетриасовые.

Поскольку при исследовании триасового разреза на ближайщих к Еспелисай площадях Долинное и Сев.Акар-Акар, притока пластовой воды не получено, в качестве аналога взяты данные опробования Северо-Западного Жетыбая.

Пластовые воды среднетриасовой толщи имеют хлоркальциевый тип, минерализацию порядка 50 г/л, плотность составляет 1,025 г/см3. воды отличаются невысокой сульфатностью, коэффициент которой равен 0,1. коэффициент метаморфизации равен 1,05, что характерно для континентальной обстановки формирования подземных вод. Приток пластовой воды составил 69 м3/сут через 22 мм штуцер.

Пластовые воды верхнего триаса являются рассолами хлоркальциевого типа. Минерализация их составляет 133 г/л с плотностью 1,09 г/см3. по концентрации в воде водородных ионов среда относится к кислой рН=5,6. коэффициент сульфатности равен 0,37. приток воды из скважины № 3 составил 4,11 м3/сут при Нср.дин.=631 м. По химизму воды идентичны юрским.

Средний гидрогеологический этаж представлен флюдомещающими породами юрского возраста. Характеристика пластовых вод приводится по данным опробования юрских коллекторов на площади Арата. Воды эти относятся к рассолам хлорокальциевого типа. Плотность варьирует в диапазоне 1,08-1,09 г/см3. минерализация составляет 134,6-149,4 г/л. Притоки пластовых вод из скважин составили 4,0 м3/сут при переливе до 23 м3/сут при Нср.дин.=1047 м. Пластовые воды напорные с принятым статическим уровнем +25м.

В разрезе верхнего гидрогеологического этажа значительной водообильностью могут отличаться альб-сеноманский и неокомский горизонты.

Характеристика их приводится по аналогии с разрабатываемым месторождением пресных вод Куюлус-Меловой. Эта водоносная толща отмечается высокой водообильностью и высоким напором вод. Минерализация составляет 4-5 г/л. По химическому составу воды относятся к сульфатно-натриевому типу. Температура воды достигает 50єС . Воды используются в народно-хозяйственных целях. Дебит воды достигает 2900 м3/сут при понижении уровня на 188 м.

Исследование меловых отложений на площадях Карагиинской седловины показали, что пластовые воды неокомского надъяруса хлоркальциевого типа, имеют минерализацию 30 г/л и плотность 1,02 г/см3. Приток воды составил 156 м3/сут при Нср.дин.=675м. В альб-сеноманском водоносном комплексе встречены воды с минерализацией 2,6-9,5 г/л и плотностью 1,001-1,007 г/см3, сульфатно-натриевого типа, с дебитом 45 м3/сут на изливе.

Статический уровень вод меловой серии принят +90 м.

Воды эоцена, исследованные на площади Сев. Карагие сульфатно-натриевого типа с минерализацией 8,4 г/л, плотностью 1,002 г/см3. воды напорные, статический уровень принять +55 м. Дебит воды из скважин составил 20-50 м3/сут до 576 м3/сут при понижении уровня 40,6 м.

1.7 Подсчет запасов нефти и газа

На площади Еспелисай, нефтегазоносность которых связывается с базальным пластом, перспективные ресурсы оценены как для среднетриасовых, так и для верхнетриасовых отложений по формуле:

Qн=Ь* Каn *F, (1.1)

где, Ь- плотность ресурсов расчетного участка, тыс.т/км2,

Каn- коэффициент аналогии,

F - площадь нефтеносности, км2.

Для верхнего триаса плотность ресурсов взята по аналогии с месторождением Северное Карагие и составляет 283 тыс.т/км2.

Для среднего триаса плотность ресурсов взята по аналогии с площадью Северо-Западный Жетыбай и составляет 245 тыс.т/км2.

Qн(Т3)=283 тыс.т/км2*1,0*15,26 км2=4315,8 тыс.т.

Qн(Т2)=245 тыс.т/км2*1,3*25км2=4857,1 тыс.т.

Извлекаемые ресурсы нефти при значении Кизвл.0,29 и 0,295, соответственно составляет:

Qн(Т3)=4315,8 тыс.т *0,29=1251 тыс.т.

Qн(Т2)=4857,1 тыс.т *0,295=1432,8 тыс.т.

Всего в условном топливе суммарные перспективные ресурсы составляют 2,68 млн.т.

1.8 Цели и задачи проектируемых поисковых работ

Обоснованием для постановки поискового бурения послужило выявленное МОГТ локальное поднятие и наличие в разреза перспективных верхне-средне-триасовых отложений, промышленная нефтегазоносность которых доказана бурением на соседних площадях.

Целью поискового бурения на площади Еспелисай являются поиски промышленных залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях.

При строительстве проектных скважин выполняются работы, направленные на обеспечение следующих задач:

- вскрытие проектных среднетриасовых отложений;

- выделение во вскрытом разрезе пластов-коллекторов и флюдоупоров, оценка насыщения пластов, а также продуктивности нефтегазонасыщенных коллекторов;

- определение физико-химических свойств флюидов в пластовых и поверхностных условиях, гидрогеологических особенностей нефтегазоперспективных комплексов пород;

- изучение физических свойств коллекторов по данным лабораторных исследований керна и по материалам ГИС;

- предварительная геометризация продуктивных горизонтов по емкостным и промысловым параметрам, выделение этажей разведки;

- оценка запасов залежей нефти и газа по категории С I и С2;

1.9 Система расположения поисковых скважин

Основой для проектирования скважин, принята структурная карта по V2III отражающему горизонту.

На площади Еспелисай проектируется заложение пяти поисковых скважин.

Из них скважины № № 1, 2 - первоочередные, независимые.

Поисковые скважины закладываются по профильной системе, по короткой и длинной осям поднятия.

Проектным горизонтом является перспективная в нефтегазоносном отношении вулканогенно-карбонатная толща среднетриасовых отложений, промышленная продуктивность которых доказана на соседних площадях Сев.Акар, Долинное, Северо-Западный Жетыбай. Залежи УВ ожидаются и в терригенных коллекторах верхнетриасового разреза.

Проектные глубины скважин приняты исходя из расчета полного вскрытия среднего триаса.

Ниже приводится местоположение и геологические задачи каждой поисковой скважины.

Скважина 1- первоочередная, независимая, проектируется на пересечении сейсмопрофилей 10 «А» и 310, в сводовой части поднятия, в 150 м к северо-востоку от экстремальной отметки - 2900 м, с целью поисков залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях.

Проектный горизонт - средний триас.

Проектная глубина - 3400 м.

Скважина 2 - независимая, проектируется в северной части поднятия, на сейсмопрофиле 310, на расстоянии 600 м к северу от точки пересечений сейсмопрофилей 283 и 310, с целью поисков залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях в условно выделенном северном блоке поднятия, уточнения наличия предполагаемого тектонического нарушения, возможно разделяющего поднятия на два блока.

Проектный горизонт - средний триас.

Проектная глубина - 3450 м.

Скважина 3 - зависимая, проектируется в профиле скважин № № 1,2, на сейсмопрофиле 310, на расстоянии 900 м от скважины № 1 к югу с целью поисков залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях и уточнения геологического строения южного крыла структуры.

Проектный горизонт - средний триас.

Проектная глубина - 3600 м.

Скважина 4 - закладывается к северо-западу от скважины № 2 на расстоянии 2700 м с целью с целью поисков залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях и уточнения предполагаемого тектонического нарушения.

Проектный горизонт - средний триас.

Проектная глубина - 3600 м.

Скважина 5 - закладывается к северо-востоку от скважины № 2 на расстоянии 2750 м с целью с целью поисков залежей УВ в верхне-среднетриасовых отложениях и уточнения предполагаемого тектонического нарушения.

Проектный горизонт - средний триас.

Проектная глубина - 3450 м.

2. Техническая часть

2.1 Геологические условия проводки скважин

Прогнозирование условий проводки скважин осуществляется на основе анализа фактических данных по площади С. Карагие, Алатюбе, Долинное.

Пластовое давление. Из анализа геолого-промысловых данных по указанным площадям установлено, что достоверными пластовыми давлениями охарактеризованы отложения палеогена-сеномана, верхнего и среднего триаса. Градиент пластового давления в этих отложениях соответственно составляют 0,0108; 0,0116; 0,0139 МПа/м.

В отложениях залегающих на глубинах до 3000 метров и, где отсутствуют замеры пластового давления и их градиенты, они рассчитаны по формулам

п=рпл/н(2.1)

где п - градиент пластового давления, МПа/м;

н - глубина залегания подошвы стратиграфического подразделения, м;

Рпл - пластовое давление, МПа.

Рпл=(С-Г)*p/100 (2.2)

Где С - статический уровень пластовых вод, абс.отм.

Г - расчетная глубина, абс.отм.

Р - плотность пластовых вод, г/см3

Статический уровень и плотность пластовых вод приняты по Сыдыкову Ж.С. и Корценштейну В.Н.

Для глубин более 3000 метров пластовые давления прогнозируются на основе интерпретации результатов опробования и испытания пластов.

Поровое давление. В связи с неизученностью порового давления на площади Восточная Дунга нами условно принимается что поровое давление равно пластовому, но не ниже условно гидростатического давления.

Давление гидроразрыва пород. Градиенты давления гидроразрыва пород прогнозируются по данным Голубева Д.А.

Пластовая температура. Геометрический градиент рассчитан по формуле.

(2.3)

Где Г - геотермический градиент °С/100м:

Но - 25м - глубина залегания нейтрального слоя;

То - 14°С температура на глубине нейтрального слоя;

Н - рассчетная глубина,м;

Т - температура на рассчетной глубине, принята по замеру в скважине 1 площади Ю. Карагие.

Температура 90єС ожидается на глубине 1800м. На проектной глубине 3400м ожидается температура 140є.

Таблица 2.1

Давление и температура по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение	Г р а д и е н т ы
	Рпл МПа/м	Рпор МПа/м	Ргр/ рМПа/м	Г1°C/100м
1	2	3	4	5
четвертичная	-	-	-	-
палеоген	0,0108	0,0108	0,0185	11,67
дат	0,0108	0,0108	0,0185	8,72
сенон+турон	0,0108	0,0108	0,0185	8,75
сеноман	0,0108	0,0108	0,0185	6,42
альб	0,011	0,011	0,0185	5,13
апт	0,0109	0,0109	0,0185	4,80
неоком	0,0108	0,0108	0,0155	4,45
Кимеридж + титон	0,011	0,011	0,017	4,44
оксфорд	0,0111	0,0111	0,017	4,35
келловей	0,0111	0,0111	0,017	4,28
бат	0,0111	0,0111	0,017	4,21
байос	0,0111	0,0111	0,017	4,17
аален	0,0111	0,0111	0,017	4,12
Верхний триас	0,0116	0,0116	0,019	4,01
Средний триас	0,0139	0,0139	0,019	3,79
Нижний триас	0,0139	0,0139	0,019	3,73

Для использования опыта ранее пробуренных скважин приводим данные по скважене 8 площади - аналога С. Карагие, каторая имела следующую конструкцию;

Кондуктор 426мм на 330м.

Техническая колонна 324мм на 1201м

Техническая колонна 245мм на 2099м

Эксплуатационная колонна 146мм на 3663м.

Фактическая глубина скважены 3950м.

Бурение под кандуктор производилоь на растворе с параметрами: плотность 1,34, вязкость - 45, водоотдача - 4, тип -лигносульфонатный.

Под техническую колонну бурение производилось на растворах с параметрами: плотность 1,34-1,30 г/см3, вязкость 50 сек, водоотдача за 30мин 5 см3. Дальнейшее углубление скважины до проектной глубины велось на растворе с параметрами: 1,24-1,34 г/см3, вязкость 30-40 сек, водоотдача за 30м 5-7 см3.

В прцессе бурения на плщадях - аналогах отмечаны следующие осложнения: поглашения в поеоген- дате, альбе (3, 4, 5 С.Карагие), осыпи в верхнем триасе (1 долинное), водопроявление в альбе (1 Алатобе) , газопроявление в верхнем и среднем триасе (3, 5 С.Карагия, 1 Долинное).

Исходя из приведенных данных при бурении проектных скважин возможны следующие осложнения.

Таблица 2.2

Осыпи и обвалы стенок скважины

Стратиграфическое подразделение	Интервал, м	Условия возникновения
	от	до
1	2	3	4
Верхний триас	2430	2640	При вскрытии и дальнейшем бурении

Таблица 2.3

Нефтегазоводопроявления

Стратиграфич. подразделение	Интервал, м	Проявляемый флюид	Условия возникновения
	от	до
1	2	3	4	5
Альб	555	800	Вода	При вскрытии напорных горизонтов возможно увеличение водоотдачи, слабый перелив
В. триас С. триас	2640 2770	2670 3270	Н+Г Н+Г	При вскрытии нефтегазонасыщенных пластов возможно разгазирование раствора, фонтанирование газонефтяной смеси.

2.2 Характеристика промывочной жидкости

Общим требованием к промывочной жидкости, используемой при вскрытии продуктивных горизонтов являются:

- минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтратов;

- минимально допустимая плотность, обеспечивающая наименьшее превышение гидростатического давления над пластовым;

- минимальное содержание твердой дисперсной фазы, в первую очередь утяжелителя с целью снижения кольматации коллекторов.

Контроль за качеством промывочной жидкости, его очисткой, осуществляется начальником буровой, бурмастером и инженером по промывочной жидкости под руководством технологической службы.

Отклонение парамеиров раствора от указанных в ГТН можеть вызвать осложнение скважины поэтому контроль за соответствием параметров ведется геологиями участка.

В случаях осложнения скважины и необходимости изменения проектных параметров раствора, следует это предварительно согласовать с КазНИПИнефть и заказчиком.

Каждый факт изменения плотности раствора в процессе бурения в связи с нефтегазоводопроявлением, должен быть зафиксирован соответствующим актом, составленным геологом участка, бурмастером и представителем НГДУ.

Прямые признаки нефти и газа, наблюдаемые в процессе бурения в промывочной жидкости могут быть использованы при оценке характера насыщения вскрываемых коллекторов в разрезе скважин.

Геолого-геофизическую характеристику нефтегазопроявляющего пласта следует проверить сразу после его вскрытия с помощьщю производства пластоиспытания на буртрубах в процессе бурения и проведения комплекса БКЗ.

Для качественного вскрытия продуктивных доюрских отложений и повышения устойчивости стенок скважин рекомендуется применять ингибирующие буровые системы на водной основе - хлоркалиевый и полимерхлоркалиевый буровые растворы в сочетании с добавками извести, гипса и фосфогипса. В качестве утяжелителя они должны содержать кислоторастворимый материал местного происхождения - молотый мел. Рецептура этих буровых растворов, технология их приготовления и применения в условиях Мангышлака разработаны КазНИПИнефть, и апробованы на различных площадях и более подробно проводятся в рабочем проекте на строительство скважин.

При необходимости решения специальных задач по оценке нефтенасыщенности и других естественных характеристик поровых и порово-каверновых коллекторов и отдельных скважинах рекомендуется обязательное бурение этих скважин на буровых растворах на углеводородной основе.

С целью недопущения кольматации коллекторов вскрытие их должно осуществляться на буррастворе с плотностью, создаюшую репрессию из расчета 4-7 % от пластвого давления. Технология углубления скважин в продуктивном разреза, режим бурения и параметры бурового раствора должны учитывать создание минимальных гидродинамических нагрузок на стенки скважины.

2.3 Обоснование типовой конструкции скважины

Типовая конструкция скважин разработана в соответствии с действующими нормативно-методинамическими документами, исходя из горно-геологических условий бурения, а также с учетом опыта строительства скважин на соседних площадях.

Количество, глубины спуска и типо-размеры обсадных колонн определены исходя из совместимости условий бурения и безопасности работ при ликвидации возможных нефтегазопроявлений и испытания скважин на продуктивность.

Для обвязки устья скважины с циркуляционной системой и перекрытия четвертичных отложений устанавливается направление длиной 15 м.

Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 400 м для перекрытия зоны поглощений в интервале 100-145 м. Для предупреждения загрязнения альб-сеноманских водоносных горизонтов спускается промежуточная колонна на глубину 1350 м.

Принятая конструкция скважин приведена в таблице.

После окончания строительства первой скважины, проектная конструкция может быть пересмотрена в соответствии с уточненными горно-геологическими условиями проводки скважин.

Таблица 2.4

Сводные данные по типовой конструкции

№ п/п	Наименованые колонны	Диаметр	Марка стали	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента за колонной, м
1	2	3	4	5	6
1	Направление	630	Ст. 20	15	15
2	Кондуктор	324	Д, Е	400	400
3	Промежуточная колонна	245	Е, Л	1350	1350
4	Эксплуатационная колонна	146	Д, Е, Л	3400	3400

2.4 Оборудование устья скважины

Скважины на площади Еспелисай после бурения будут вводиться в эксплуатацию фонтанным способом. В случае отсутствия фонтанного притока или несоответствия полученного дебита по отношению к запланированному дебиту, скважины будут переводиться на механизированный способ эксплуатации. При этом в зависимости от потенциальных возможностей скважины будут эксплуатироваться винтовой штанговой насосной установкой (ВШНУ).

Устьевое оборудование фонтанных нефтяных скважин выбирается исходя из условий технического проекта и проекта разработки и эксплуатации месторождения. Управление запорными устройствами (задвижками) на боковых отводах ручным способом. Ствол фонтанной елки должен быть оборудован запорным устройством ручного управления и главным предохранительным клапаном, ручного управления. Боковые выкиды арматуры оборудуются регулируемыми штуцерами (или регулируемыми дросселями).

Таблица 2.5

Типы противовыбросового оборудования

Тип противовыбросового оборудования	Рабочее давление, МПа	Ожидаемое устьевое давление, МПа	Количество превенторов, шт.	Диаметр колонн, на которые устанавливается оборудование, мм
1	2	3	4	5
ППГ 425х210	21,0	5,6	1	426
ППГ 350х350	35	10,1	2	324
ОПГ 230х350	35,0	27,5	2	245
АФ 6М-50х700	35,0	42,6	-	146
ОКК 2-700-146х245х426	70,0	42,6	-	Обвязка колонн

2.5 Отбор керна и шлама

Решение стоящих перед поисковыми работами задач может быть достигнуто при полном выполнении в проектируемых горизонтах отбора керна и соблюдении рекомендаций по выбору длин интервалов отбора керна. При распределении интервалов отбора керна по разрезу скважины учтены: требования инструкции, прогнозируемые глубины залегания продуктивных горизонтов и методические рекомендации по ограничению длин интервалов отбора керна. Принята во внимание также достоверность стратификации юрско-триасовых отражающих горизонтов по разрезу пробуренных скважин на площадях-аналогах Сев. Аккар, Долинное, Алатобе.

Проведенный анализ показал, что для получения керновой характеристики из прогнозируемого продуктивного горизонта необходимо увеличить длину охвата с отбором керна выше кровли горизонта и ниже его подошвы примерно на величину ошибки в стратификации отражающего горизонта.

Для первой скважины в триасовой толще рекомендуем ограничить максимальный интервал одного долбления длиной колонковой трубы равной 7 м.

Анализ линейного выноса керна из триасовых отложений показал, что дальнейшее наращивание длин интервалов отбора керна ведет к уменьшению линейного выноса керна, что затрудняет уверенную привязку к ГИС и, соответственно, ведет к потере достоверной геологической информативности скважин.

При выявлении продуктивных интервалов в первой скважине в последующих- выбор длин интервалов отбора керна необходимо осуществлять в соответствии с методическими рекомендациями. В соответствии с требованиями инструкции минимально допустимый вынос керна должен составить 40 % от общего метража проходки с отбором керна. Основной отбор керна проектируется в интервалах залегания прогнозируемых продуктивных горизонтов:

- базальном пласте верхнего триаса:

- сплошной отбор керна производить в вулканогенно-карбонатных отложениях среднего триаса, являющихся основной нефтегазосодержащей толщей.

Проектные интервалы отбора керна приведены в таблице 2.6.

В интервалах между отборами керна оператору-коллектору необходимо вести описание шлама, которое проверяется геологом.

По шламу определяется литологический состав выносимой породы. Отбор шлама проводится через 5 метров. Шлам промывается, просушивается, укладывается в бумажные пакеты и снабжается этикетками. Образцы шлама подлежат хранение наравне с керновым материалом.

При взятии образцов шлама следует отмечать глубину, соответствующую положению забоя скважины. Шлам описывается в том же порядке и той же степень деятельности, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал.

Таблица 2.6

Проектные интервалы отбора керна

Возраст отложе-ний	Скважина 1	Скважина 2	Скважина 3	Скважина 4	Скважина 4
	Интервал отбора керна, м	Проходка с отбор. керна, м	Интервал отбора керна, м	Проходка с отбор. керна, м	Интервал отбора керна, м	Проходка с отбор. керна, м	Интервал отбора керна, м	Проходка с отбор. керна, м	Интервал отбора керна, м	Проходка с отбор. керна, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Верхний триас	2649-2677	28	2769-2797	28	2879-2907	28	2889-2907	28	2769-2797	28
Средний триас	2770-2777	7	2890-2897	7	3000-3007	7	3010-3017	7	2890-2897	7
Пачка «А»	2915-2957	42	3035-3077	42	3145-3187	42	3155-3197	42	3035-3077	42
«АБ»	2962-2990	28	3082-3110	28	3192-3220	28	3202-3230	28	3082-3110	28
	2995-3023	28	3115-3143	28	3225-3253	28	3235-3263	28	3115-3143	28
«Б»	3028-3056	28	3148-3176	28	3258-3286	28	3268-3296	28	3148-3176	28
	3061-3082	21	3181-3202	21	3291-3312	21	3301-3322	21	3181-3202	21
«БВ»	3087-3122	35	3207-3242	35	3317-3352	35	3327-3362	35	3207-3242	35
	3127-3162	35	3247-3282	35	3357-3392	35	3367-3402	35	3247-3282	35
«В»	3167-3202	35	3287-3322	35	3397-3432	35	3407-3442	35	3287-3322	35
	3207-3235	28	3327-3355	28	3437-3465	28	3449-3477	28	3327-3355	28
«ВГ»	3242-3270	28	3362-3390	28	3472-3500	28	3482-3510	28	3362-3390	7
Нижний триас	3393-3400	7	3443-3450	7	3593-3600	7	3593-3600	7	3443-3450
		350м (10,2%)		350м (10,2%)		350м (10,2%)		350м (10,2%)		350м (10,2%)

2.6 Геофизические и геохимические исследования

С целью наиболее полного изучения геологического строения площади, определения литологического состава пород, выделения в разрезе коллекторов, оценки характера их насыщения и контроля за техническим состоянием поисковой скважины, в последней проводится обязательный комплекс геофизических исследований (ГИС) с охватом триасовой продуктивной толщи.

Объем промыслово-геофизических работ проектируется в соответствии с инструкцией «Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований».Сведения по проектируемому комплексу ГИС по разделам определяющим их целевое назначение, приведены в нижеследующей таблице.

Таблица 2.7

Обязательный комплекс геофизических исследований

№ п/п	Виды исследований, их целевое назначение	Масштаб записи	Интервалы исследования
1	2	3	4
	I. В кондукторе.
1.	Акустическая цементометрия (ОЦК)	1:500	0-150
2.	Термометрия	1:500	-//-
	II. В открытом стволе
	А. Изучения строения, литологии, коллекторских свойств.
3.	Каротаж сопротивления	1:500	Скв. 3, 400-3600
4.	Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)	1:500	-//-
5.	Акустический каротаж (АК) радиочастотными методами	1:500	-//-
6.	Гамма-гамма-каротаж (ГГК)	1:500	-//-
7.	Компенсированный нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (КНК)	1:500	-//-
8.	Гамма-каротаж		-//-

Подобные документы

• Геологическое строение и нефтегазоностность "Совхозного месторождения"

  Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.
  
  курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008
  

• Поиск и разведка месторождений нефти и газа

  Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.
  
  курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011
  

• Особенности геологического строения месторождения Доссор

  Изучение теории органического происхождения нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия их образования. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия. Тектоническая схема района месторождения Доссор.
  
  дипломная работа [7,3 M], добавлен 12.01.2014
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

  Литолого-стратиграфическая характеристика, нефтегазоносность и состав пластовых флюидов IV горизонта. История геологического развития структуры. Формирование залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения и их разрушение в условиях диапиризма.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 07.09.2012
  

• Миграция нефти и газа в земной коре

  Факторы миграции нефти и газа в земной коре. Проблема аккумуляции углеводородов. Граничные геологические условия этого процесса. Главное свойство геологического пространства. Стадии выделения воды, уплотнения глин. Формирование месторождений нефти и газа.
  
  презентация [2,5 M], добавлен 10.10.2015
  

• Построение геологического разреза по колонкам буровых скважин

  Геолого-морфологическое строение и гидрогеологические условия. Рельеф и геологическое строение разрабатываемого участка. Расчёт скважин, скорости грунтового потока, промерзания грунта. Физико-геологические процессы территории. Проект карты гидроизогипс.
  
  курсовая работа [158,0 K], добавлен 30.01.2011
  

• Примеры использования методов математического моделирования при поиске и разведке месторождений

  Моделирование систем поисковых и разведочных скважин. Стадия поисков и оценки запасов залежей (месторождений) нефти и газа. Определение количества поисковых и оценочных скважин. Использование метода минимального риска и теории статистических решений.
  
  презентация [317,9 K], добавлен 17.07.2014
  

• Геологическое строение и нефтегазоносность Садового месторождения

  Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.
  
  отчет по практике [28,4 K], добавлен 26.04.2012
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
  

• Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

  Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
  

• Применение геофизики при поисках и разведки месторождений углеводородов

  Образование нефти и газа в недрах Земли. Физические свойства пластовых вод, залежей нефти, газа и вмещающих пород. Геофизические методы поисков и разведки углеводорода. Гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка, радиометрия.
  
  курсовая работа [3,3 M], добавлен 07.05.2014
  

• Этапы и стадии геологоразведочного процесса

  Проведение региональных, поисковых и разведочных геолого-геофизических работ. Выявление, подготовка исследуемых объектов для бурения и стадия поиска месторождений нефти и газа. Этап оценки зон нефтегазонакопления. Изучение добычных возможностей залежей.
  
  презентация [206,7 K], добавлен 26.01.2014
  

• Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

  Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.
  
  дипломная работа [693,9 K], добавлен 14.09.2014
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Геология нефти и газа

  Понятие природного газа и его состав. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов. Физические свойства природных газов. Сущность ретроградной конденсации. Технологические преимущества природного газа как промышленного топлива.
  
  контрольная работа [2,0 M], добавлен 05.06.2013
  

• Геологическое обоснование постановки поисковых работ на нефть и газ на Вербовской площади

  История изучения центральной части Кудиновско-Романовской зоны. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Вербовского участка. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Обоснование постановки поисковых работ на Вербовской площади.
  
  курсовая работа [38,1 K], добавлен 01.02.2010
  

• Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

  Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011
  

• Методические рекомендации по подготовке и написанию дипломного проекта по специальности "Геология нефти и газа"

  Основные технико-экономические показатели геолого-разведочных работ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовый комплекс России. Состав и параметры нефти. Месторождения нефти и газа. Типы залежей по фазовому составу. Понятие ловушки.
  
  презентация [20,4 M], добавлен 10.06.2016
  

• Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

  Общая характеристика Хохряковского месторождения и история его освоения. Строение залежей нефти, ее свойства и состав газа. Анализ и подбор скважин, оборудованных на Хохряковском месторождении. Причины отказа оборудования и возможные пути их устранения.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 10.09.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам