Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 3350 м на месторождении Южная Камылыджа

Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 3350 м на месторождении Южная Камылыджа

Геологическое строение складки. Перспективы нефтегазоносности. Коллекторские свойства пород. Гидрогеохимические особенности флюидов. Изменение пластовых (поровых) давлений с глубиной. Возможные осложнения в процессе бурения. Межколонные проявления.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 05.06.2017
Размер файла 3,0 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВПО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе»

МГРИ-РГГРУ

ИНСТИТУТ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ, ГОРНОГО И НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

Кафедра современных технологий бурения скважин

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 3350 м на месторождении Южная Камылыджа» (Республика Туркменистан)

Дипломный проект выполнил:

студент гр. ЗБНт-09к Ягмыров Я.К

Научный руководитель: к.т.н., профессор Тунгусов А.А

Консультанты :

По методике поисков и разведки - доц. Воронцов В.А

По охране окружающей среды и ТБ - ст.преп. Бузин А.А

По экономике и организации ГРР - доц. Устинов А.А

Москва 2015 г.

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Имени Серго Орджоникидзе

КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

БУРЕНИЯ СКВАЖИН

имени профессора Воздвиженского Б.И.

117483, Москва, ул. Миклухо-Маклая,23, РГГРУ, www.msgpa.edu.ru тел. 433-59-96

Факс: (095)433-59-96, e-mail: drill@msgpa.ru

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой

современных технологийбурения скважин

профессор Н.В. Соловьёв

________________

« 02 »___ июня________ 2014г.

ЗАДАНИЕ

на дипломное проектирование студента группы ЗБН-09

______________ Ягмыров Ягмыр Куватбердыевич)_____________________

(Фамилия Имя Отчество)

Тема дипломного проекта (работы) «Проект строительства эксплуатационной скважины

глубиной 3350м на месторождении Южная Камышлыджа (Республика Туркменистан).

Специальная часть Предупреждение газонефтеводопроявлений.

График выполнения дипломного проекта (работы):

1. Геолого-методическая часть 13.03.2015 доц. Воронцов В.А,

2. Техническая часть 22.03.2015 проф. Тунгусов А.А.

3. Специальная часть 22.03.2015 проф. Тунгусов А.А.

5. Охрана окружающей среды 15.03.2015 ст. преп. Бузин А.А.

6. Экономическая часть________________20.03.2015_______ ____ доц. Устинов А.А.

Электронная версия на антиплагиат будет сдана до 02.06.2015.

Дата представления законченного проекта (работы) на подпись заведующему кафедрой 05.06.2015 .

Дата защиты дипломного проекта на заседании ГАК 11.06.2015 .

Руководитель дипломного проекта (подпись) (Тунгусов А.А.)

Исполнитель (подпись)

Контактный телефон, e-mail - исполнителя (+993) 63181000

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общие сведения

1.1 Геолого - геофизическая изученность

1.2 Геологическое строение складки

1.3 Перспективы нефтегазоносности

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Коллекторские свойства пород

2.4 Газонефтеносность

2.5 Геотермическая характеристика

2.6 Гидрогеохимические особенности флюидов

2.7 Изменение пластовых (поровых) давлений с глубиной

2.8 Возможные осложнения в процессе бурения

2.9 Исследовательские работы в скважине

2.10 Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

3. Технико - технологическая часть

3.1 Выбор способа бурения

3.2 Выбор буровой установки для бурения скважины

3.3 Обоснование конструкции скважины

3.4 Критерии выбор конструкции скважины

3.5 Выбор диаметра обсадных колонн и долот

3.6 Выбор параметров режима бурения

3.7 Буровые растворы

3.8 Расчет обсадных колонн

3.9 Цементирование обсадных колонн. Тампонажные материалы и их свойства

3.9.1 Расчет цементирования обсадных колонн

3.9.2 Подготовительные работы и цементирование обсадных колонн

3.10 Опрессовка обсадных колонн и устьевого оборудования после цементирования и в процессе проводки скважины

3.11 Порядок ведения работ при креплении скважин

3.12 Оснастка обсадных колонн

3.12.1 Расчет количества центраторов и места их установки

3.12.2 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

3.13 Расчет бурильных колонн

3.13.1 Расчет на выносливость

3.13.2 Расчет на статическую прочность

3.14 Компоновка низа бурильной колонны

3.15 Оборудование устья скважины

4. Специальная часть

Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений

4.1 Нефтегазоводопроявления

4.2 Грифоны и межколонные проявления

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Охрана окружающей среды

5.1.1 Оценка воздействия проектируемых работ на окружающую среду

5.1.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

5.1.3Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

5.1.4 Рекультивация земельного участка

5.2 Охрана труда

5.2.1Основные правила техники безопасности

5.2.2 Характеристика основных опасных и вредных факторов, оказывающих вредное влияние

5.2.3 Мероприятия по борьбе с опасными и вредными факторами

5.2.4 Электробезопасность

5.2.5 Противопожарная безопасность

5.2.6 Освещенность

5.2.7 Климатические условия

5.2.8 Транспортировка и погрузочно - разгрузочные работы

5.2.9 Медицинская помощь

5.3 Расчет объемов отходов бурения

6. Экономическая часть

6.1 Геолого - экономическое обоснование необходимости

строительства поисковой скважины

6.2 Смета затрат на строительство поисковой скважины

6.3 Продолжительность проектируемых работ на площади

6.4 Геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели поисковых работ

Вывод

Заключение

Список литературы

Введение

Нефтяная отрасль Туркменистана делает новые шаги в развитии в эпоху Возрождения. Топливно-энергетический комплекс, а точнее, поиск и освоение месторождений углеводородного сырья, в том числе богатейших залежей углеводородных ресурсов в туркменском секторе Каспийского моря, модернизация действующих мощностей, внедрение новейших и современных технологий рассматривается в числе приоритетных направлений между-народного сотрудничества. Осуществляет поиск, разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений, обеспечивает комплекс решения тактических и стратегических программ развития нефтегазовой промышленности Туркменистана крупнейший производственно-хозяйственный комплекс Туркменистана - Государственный концерн «Туркменнефть».

Рассматриваемая Гогерендаг-Экеремская структура согласно «Пообъектного» плана поиска и разведки месторождений нефти и газа по предприятиям Госконцерна «Туркменнефть», должна вводиться в поисковое бурение Экеремским управлением буровых работ. Проектная глубина скважины-3800м, проектный горизонт - нижний красноцвет. Целевым заданием проекта является бурение скважины с целью разведки и оценки залежей газа и нефти в нефтегазоносном комплексе верхней юры, предварительная геолого-экономическая оценка запасов углеводородов.

Проектируемый объект (месторождение Южная Камышлыджа) находится примерно в 160 км к югу от г. Балканабат, в 10 км от побережья Каспийского моря и, несомненно, данный район обладает достаточными перспективными ресурсами. Наращивание промышленных запасов вблизи таких объектов является очень актуальным.

Технологические условия бурения скважины сложные и для решения разведочных задач необходимо будет решать ряд существенных трудностей. По результатам бурения и опробования первой разведочной скважины будет определяться необходимость проведения дальнейших работ на площади.

1. Общие сведения

Месторождение Южная Гамышлыджа находится примерно в 160 км к югу от г. Балканабат, в 10 км от побережья Каспийского моря .

Месторождение было открыто в 1991 году. Добыча на месторождении началась в 1994 году. Структура месторождения Южная Камышлыджа представляет собой антиклиналь, простирающуюся в направлении с Северо-востока на Юго-запад.

Добыча на месторождении ведется из песчанистых горизонтов нижнего красноцвета плиоценового отдела. На месторождении имеются газовые и нефтеносные горизонты.

Площадь работ расположена в пределах Гогерендаг-Экеремской тектонической зоны поднятий, которая протягивается вдоль берега Каспийского моря на расстояние около 100 км при ширине в пределах суши 50-60 км. Морфологически эта часть низменности представляет собой равнину, занятую крупными такырами, солончаками, бугристыми и барханными песками. К прибрежной части зоны приурочена цепочка грязевых вулканов: Камышлыджа, Шатут, Небитлидже, Гёкпатлавук, Гунорта Экерем, Акпатлавук, Чекичлер и др. Они имеют высоту от нескольких десятков до сотен метров.

Пространственные границы исследуемого района: на севере - площадь Камышлыджа, на западе - побережье Каспийского моря, на юге -Небитлидже, на востоке Шатут.

Климат района резко континентальный, типичный для зоны пустынь. Летом температура поднимается до +45°С, зимой падает до -12°С. Характерной особенностью климата является сильный восточный ветер, который при скорости 20 м/сек. представляет собой серьезную помеху при проведении сейсморазведочных работ. Растительность очень скудная, распространена в зоне развития песчаных массивов.

Основная часть населения туркмены, занимающиеся скотоводством, земледелием, рыболовством и работой на нефтепромыслах. Непосредственно через территорию работ проходит асфальтированная дорога, соединяющая населенные пункты Причал-Гарадепе-Камышлыджа-Гумдаг -Небитдаг.

1.1 Геолого-геофизическая изученность

К настоящему времени в пределах центральной части Гогерендаг-Экеремской тектонической зоны выполнены значительные объемы геологоразведочных работ, включая геофизические (региональные, поисковые, детальные). Их результаты изложены в монографиях, публикациях, геолого-геофизических отчетах и паспортах на структуры.

Кроме геофизических исследований (сейсморазведочных МОГТ, ВСП, электроразведочных, гравиметрических), на площадях, смежных с районом работ: Южная Камышлыджа, Небитлидже, Шатут, Акмая, Кеймир, Акпатлавук и др. проводились в прошлом и проводятся в настоящее время

буровые работы. Пробуренные скважины дают ценную информацию о стратиграфии и перспективах нефтегазоносности изучаемого разреза пород мезокайнозойского возраста, в частности, неогена, а также дают возможность произвести стратиграфическую привязку сейсмических горизонтов. Наиболее древними из вскрытых здесь являются верхнемеловые отложения (кампанский ярус). Они вскрыты на близлежащей площади Акмая в скважинах № 1 и 2, соответственно, на глубинах 3605 м и 3683 м. В последние годы проводится интенсивное изучение мезозойских отложений.

В 1956-1957 гг. проводилась сейсморазведка МОВ и КМПВ (Карсанов А.Х. с/п 3-4/56). По результатам работ оконтурена полностью Камышлыджинская структура, выявлена и за исключением северо-восточной периклинали оконтурена Гарадашлинская структура.

В 1977-1979 гг. была проведена высокоточная гравиметрическая съемка масштаба 1:50000 (Овчинников А.В., НКГРЭ г/и 9/77) в центральной части Гогерендаг-Экеремской тектонической зоны. На картах наблюденных, остаточных и региональных аномалий силы тяжести выделен ряд зон, представляющих интерес для выявления поднятий в плиоцене. На карте остаточных аномалий силы тяжести антиклинальным поднятиям соответствуют локальные минимумы, а синклиналям - максимумы. Так, например, антиклинальному поднятию Камышлыджа соответствуют локальные минимумы силы тяжести интенсивностью 0,5 - 1,5 м.

В 1983-1984 гг. проведены поисковые и детальные работы МОГТ масштаба 1:50000 (Алексеенко В.Н., Аннаклычев А.М., ЗГЭ с/п 2/82 ) на площадях Южная Гамышлыджа и Шатут. По данным структурных построений по трем УСГ в красноцветных отложениях выявлены и детально изучены малоамплитудные поднятия Южная Камышлыджа и Шатут. На них рекомендовано бурение по одной поисковой скважине глубиной 3700 м с целью вскрыть полный разрез плиоцена, оценить его перспективы и на 150 - 200 м войти в подстилающие красноцвет отложения.

В 1986-1988 гг. проведены посковые электроразведочные работы ЗС масштаба 1: 50000 на площадях Южная Камышлыджа и Шатут (Джумагалиев Н. ЗГЭ с/п 13/86 ). По структурам Экерем, Шатут и Южная Камышлыджа дан геоэлектрический разрез, а также выявлены аномалии повышенного сопротивления, приуроченные к нижнекрасноцветным отложениям. Аномалия такого же типа выявлена на южной удлиненной периклинали Камышлыджинской структуры и названа Гунорта (южная) Камышлыджа.

В 1986-1988 гг. проведены тематические работы масштаба 1:100000 в центральной части Гогерендаг-Экеремской тектонической зоны (ЗГЭ Халлыева Э.И., Чухнова Н.М. г/о 14/86). Впервые выполнены структурные построения по сейсмическому горизонту, проведенному вблизи подошвы понт-миоценовых отложений. По ним выявлены новые структурные осложнения, большая часть которых не отображается в вышележащих осадках. Установлены зоны, наиболее благоприятные для поисков НАЛ не только на отдельных участках выклинивания горизонтов в красноцвете, но и приуроченных к бортовым частям воронок проседания погребенных вулканов Южная Камышлыджа.

В 1987-1989 гг. была проведена региональная сейсморазведка МОГТ (Бердыниязов В.А. ЗГЭ с/и 6/87). На разрезах отмечается сокращение мощности пород плиоцена с запада на восток. Глубина залегания подошвы красноцвета на участке между поднятиями Камышлыджа и Акмая составляет 3900 м, на Акмая - 3150 м, на Шахмане - 2500 м.

В 1990-1992 гг. проведены тематические работы масштаба 1:100000 в центральной и южной частях Гогерендаг - Экеремской тектонической зоны (Гайнуллин М.В. ЗГЭ г/о 14/90). Было выявлено, что антиклинальные складки Гогерендаг - Экеремской тектонической зоны относятся к прерывистому неполному типу складок. Большинство из них в сводовых частях сильно размыты, местами вплоть до нижнего мела. Почти каждую складку, преимущественно в меридиональном направлении, пересекают тектонические нарушения типа взброса амплитудой до 1000 м.

В 1993-1995 гг. проведены сейсморазведочные работы масштаба 1:50000 (Медведев Д.К. с/и 7/93) на Южная Камышлыджинской и Шатутской группе складок. Выполнены структурные построения по СГ-1, -II, -III и УСГ (кровля красноцвета, кровля НК, горизонт НК-5 и подошва красноцвета соответственно). По ним выделяются две самостоятельные субмеридиональные структуры. Одна из них - Южная Камышлыджа локализуется в северной части площади работ и является достаточно хорошо изученной. Менее изучена южная часть площади (в дальнейшем названа площадь Небитлидже). В результате сейсмостратиграфической интерпретации волнового поля и применения пакета современных программ обработки выделен ряд аномалий типа залежи (АТЗ) и неантиклинальных ловушек. Наличие нефтегазовых залежей структурного типа прогнозируется по основным продуктивным горизонтам в нижнем красноцвете (НК-3, НК-4, НК-5) в пределах обеих структур.

В 1994-1997 гг. проведены исследования ВСП и НВСП в Западной части Туркменистана (Ходжагельдыев X. БГЭ с/п 9/93). Изучена скоростная характеристика и проведена стратиграфическая привязка отражающих волн от различных отражающих границ в разрезе мезо - кайнозойских отложений по площади Южная Камышлыджа и вычислены значения средних скоростей распространения волн. В плиоцен - четвертичном комплексе отложений выделяется до 5-7 отражающих границ, в то же время в нижнем мезозойском комплексе их количество значительно сокращается. На волновое поле полезных отраженных волн сильное влияние сказывает ВЧР, создает устойчивое волновое поле помех, ухудшающее или полностью исключающее возможность прослеживания отражений от глубоких границ раздела.

В 2003 году площадь работ покрыта сейсмическими исследованиями ЗД. Полевые работы были проведены партией «Туркменин Алтын Асыры» Лебапской геофизической экспедиции.. Обработка и интерпретация сейсмических материалов осуществлялась в АМЭ. В целом полученный сейсмический материал хорошего качества. На временных разрезах уверенно

следятся отражения, приуроченные к отложениям Апшерон, Акчагыл, ВК, НК. На сейсмическом поле в плиоценовом комплексе прослеживаются довольно уверенные, выдержанные границы, которые позволяют построить кондиционную карту. На временном поле началом миоценовых отложений связываются двухфазные отражения (время 2600-3080 мс), которые прослеживается уверенно по всей площади исследований, за исключением в местах проявления грязевого вулканизма и тектонических нарушений. В целом в миоценовом комплексе на временных разрезах следятся три пачки отражений, приуроченные нами к кровле, внутри миоцена и в нижней части миоценовых отложений. По первым двум были построены структурные карты. По результатам этих работ структура Южная Камышлыджа подготовлена к проведению поисково-разведочного бурения по миоценовым образованиям. Ранее структура Южная Камышлыджа была выявлена в 1984 году (см. выше Алексеенко В.Н., Аннаклычев А.М. с/п 2/82 ) в плиоценовом комплексе. Был подготовлен паспорт на Южно-Камышлыджинскую структуру, подготовленную к поисковому бурению на нефть и газ по нижнекрасноцветным отложениям.

В настоящее время ведутся работы поисково-разведочного, эксплуатационного и параметрического бурения на площадях Небитлидже -пробурены скважины №№ 6, 7, и Шатут - №№ 5, 6 Вскрыт весь разрез красноцветных отложений, а мощность вскрытой части миоценовых отложений составляет 630 м. (Небитлидже-4, интервал 3770-4400 м). Отложения миоцена вскрыты также скважинами №№ 2 и 5 Небитлидже. По результатам бурения получена новая информация по керну и каротажу. По данным каротажа в миоцене по всему разрезу выделяются незначительные по толщине, но многочисленные песчаные коллектора. Наличие песчаных коллекторов в миоцене напрямую связано с существованием палеорек, следы которых можно видеть на карте мгновенных амплитуд. С точки зрения перспектив на нефть и газ здесь представляют интерес не только отложения понт - миоценового возраста, но и меловые.

1.2 Геологическое строение складки

В тектоническом отношении складка расположена в пределах альпийской ГО Гогерендаг - Экеремского нефтегазоносного района. По поверхности миоценовых отложений Южно-Камышлыджинская складка представляет собой антиклиналь с ассиметричным строением: западное крыло короткое и крутое, восточное удлиненное и пологое. Размер складки по последней замкнутой изогипсе - 3680 м - 2,75 х 1,125 км. Амплитуда - 20 м. Площадь - 2,3 км2. Структура Южная Камышлыджа на северо - западе кулисообразно примыкает к Камышлыджинской структуре. Юго-Западное и Северо-Восточное крылья складки осложнены тектоническими нарушениями субмеридионального направления. К зоне разлома, расположенного на западном крыле Южно-Камышлыджинской складки приурочен грязевой вулкан. Многолетнее изучение явлений грязевого вулканизма позволило установить, что грязевые вулканы расположены на осевых линиях древних складок, а их корни связаны с отложениями мезозоя.

1.3 Перспективы нефтегазоносности

На месторождении Южная Камышлыджа в настоящее время нефтегазопродуктивными являются нижнекрасноцветные отложения. В разрезе верхнекрасноцветных отложений также обнаружены залежи, имеющие ограниченную площадь распространения. Поисково-разведочными работами в пределах Гогерендаг-Экеремского района изучены, главным образом, верхняя часть красноцветной толщи, на отдельных площадях вскрыта и верхняя часть разреза нижнего красноцвета, в которой открыты хорошие коллектора с залежами нефти и газа и с промышленными кондициями (Экерем, Камышлыджа, Кеймир и др.). Основные перспективы этой огромной зоны связаны с залежами нижнего отдела красноцветной толщи, так как предполагается улучшение коллекторских свойств литофаций и появление достаточно емких коллекторов в разрезе.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

В разрезе месторождения участвуют фаунистически охарактеризованные отложения красноцветной толщи, акчагыльского и апшеронского ярусов, а также постплиоцена (рис. 1). Красноцветная толща по своим литолого-фациальным особенностям делится на два отдела: нижний и верхний.

Разрез нижнего отдела красноцветной толщи характеризуется резким увеличением глинистости. Общая мощность вскрытой бурением части отложений 900 м.

Отложения верхнего отдела красноцветной толщи представлены песчано - алевритовыми и глинистыми породами, причем первые преобладают. Мощность пластов коллекторов, широко развитых в разрезе ВК, изменяется от 2 - 3 до 15 - 20 м, иногда и более. Подошве верхнего отдела красноцветной толщи соответствует мощная песчано-алевритовая пачка, которая хорошо прослеживается по всей площади и разрезу месторождения. Общая мощность верхнего отдела толщи составляет 1200 -1300 м.

Акчагыльский ярус. Отложения акчагыльского яруса вскрыты на полную мощность всеми пробуренными на месторождении скважинами, представлены терригенной толщей. Присутствие акчагыльских отложений в разрезе месторождения подтверждено наличием микрофауны (Маркова, 1960): Candona sulacensis Mand., Candona abichi Liv., Candona uschacensis Mand, Liventalina dagadjikensis (Mark.), Leptocythere andrussovi (Liv,), Leptocythcre saljanica Liv. и др.

Кровля и подошва акчагыльского яруса четко отбиваются на электрокаротажных диаграммах. По палеонтологическим остаткам кровлю акчагыльского яруса отбивать не представляется возможным, что объясняется недостаточностью выноса кернового материала из приконтактовых зон акчагыльского и апшеронского ярусов или отсутствием в них руководящих форм фауны. Мощность акчагыльского яруса 150-230 м.

Аршеронский ярус. Присутствие апшеронских отложений в разрезе месторождения Камышлыджа установлено Л. П. Марковой (I960) по результатам палеонтологических исследований. Ею была определена следующая ассоциация фауны остракод: Cаspiolla acronasuta (Liv.), Paracycherois parva Suz., Liventalina (Evhl.). Loxoconcha babazananica Liv., Lox. numerosa (Marc), Lox. grigorovitschi (Marc), Xestoleberis chanackovi Liv.

Литологкически отложения апшеронского яруса представлены глинами, алевролитами с прослоями песков и песчаников незначительной мощности. Общая мощность апшеронского яруса 400 - 480 м.

Четвертичные отложения представлены в основном глинистыми породами с пропластками песчано-алевритовых пород мощностью от 1-2 до 10 и более метров. Местами наблюдаются обнажения бакинских пород, сложенных глинистыми образованиями. Общая мощность четвертичных отложений составляет 430 - 450 м.

Рис. 1 Газонефтяносное месторождение Камышлыджа.

Сводный литолого-стратиграфический разрез. Составили О.Узаков, Н.Мамиесенов, 1980: 1- пески; 2- глины; 3- газ; 4- нефть; 5- индексы продуктивных горизонтов.

Литолого - стратиграфическая и литологическая характеристики разреза скважины представлены в таблицах 2.1 и 2.2.

2.2 Тектоника

Камышлыджинское месторождение представляет собой асимметричную складку субмеридианального простирания. Она кулисообразно расположена по отношению к Окаремской складке на юге и Карадашлинской - на севере. Размеры структуры по кровле нижнекрасноцветных отложений - 25 х 15 км с амплитудой складки более 600 м. Углы падении пород в отложениях нижнего красноцвета: северо-западное - 10 - 12о и юго - восточное - 6 - 8о. С глубиной углы падения пород увеличиваются (рис. 2). Свод складки относительно пологий и широкий.

Камышлыджинская складка нарушена многочисленными сбросами, в результате чего она имеет блочное строение. Сбросам, проходящим через присводовую часть складки, характерна, как правило, незначительная амплитуда - 10 - 15 и, редко - 75 м.

2.3 Коллекторские свойства пород

Разрез верхнего отдела красноцветной толщи сложен частым чередованием песчано - алевритовых пород с глинистыми, характеризуется высокими показателями коллекторских свойств. Так, открытая пористость песков колеблется в пределах 20,0 - 29,3% (в среднем 25,8%), алевритов - 18,7 - 28,5% (в среднем 25,7%), песчаников - 4,8 - 11,7% (в среднем 8,2%) и алевролитов - 6,9 - 14,2% (в среднем 9,0%) при абсолютной проницаемости песков - 10,5 - 588 мД и алевритов - 13,1 - 1025,0 мД. В целом пористость, проницаемость, глинистость и карбонатность пород - коллекторов ВК равны соответственно 26,8%, 209 мД, 14,2% и 10,5%.

Рис. 2 Газонефтяное месторождение Камышлыджа:

а) структурная карта по кровле горизонта НК5, совмещенная с изолиниями геоизотерм; б) поперечный геологический профильный разрез по линии I-I. Составили Л.И.Зубко, Ю.Р.Каграманов, 1969 (с дополнением Н.Мамиесенова, 1980): 1- изогипсы кровли горизонта НК5; 2- контур газоносимости; 3- нефть; 4- газ; 5- сбросы; 6- линия геологического профильного разреза; 7- изолинии геоизотерм.

Нижний отдел красноцветной толщи обладает сравнительно низкими значениями емкостно - пропускной способности пластов: средняя открытая пористость песков 20,1, алевритов - 19,6, песчаников - 10,2 и алевролитов -8,8%; абсолютная проницаемость песков - в среднем 249,1, алевритов - 442,3 мД.

Продуктивная зона нижнего отдела красноцветной толщи, залегающая в его нижней половине, характеризуется литологической неоднородностью своего состава: частое замещение песчаных пород алевритовыми, а последних - глинистыми по площади месторождении. При этом основными типами коллекторов нефти и газа служат слабосцементированные, местами рыхлые пески, в меньшей степени алевриты: крепко сцементированные песчаники и алевролиты относятся главным образом к породам непромышленной категории (Кп менее 14%).

Все продуктивные горизонты нижнего отдела красноцветной толщи HK1 - HK5 характеризуются благоприятными показателями коллекторских свойств, среднее значение емкости пластов которых превышает 18,4%. При этом повышенное значение Кп приурочено к верхним горизонтам. Максимальное значение емкости пород в объеме продуктивных объемов достигает 26,6% (НК4 и НК5), а пропускной способности - 805 мД (НК4). Повышенное среднее значение глинистости коллекторов наблюдается в пределах горизонтов НК5 и НК5б, а карбонатности - НК3 и НК4.

В распределении емкостно - фильтрацинных свойств, объема карбонатного и глинистого материалов песчано - алевритовых образований, а также карбонатности глинистых пород по площади развития продуктивной зоны нижнего отдела красноцветной толщи не наблюдается определенной закономерности, вовсе или слабо контролируемой структурными элементами (крылья, свод, периклинали) Камышлыджинского поднятия. Это обстоятельство позволяет констатировать, что отложения продуктивной зоны хотя и выдержаны в той, или иной степени по общей мощности, литологически не однородны по вертикали и в пространстве; отдельные глинистые пласты, разделяющие продуктивные горизонты, появляются в разрезе одних скважин, теряясь в других.

В пределах изученной части разреза Камышлыджинской структуры выделяются две зоны развития межгранулярных коллекторов: первая с пористостью 23,0 - 31,5%, залегая на глубине 1500 - 3000 м, характеризуется резким снижением емкости пластов (емкостная ступень 180 метров на 1%); вторая зона отличается от первой почти постоянством значения открытой пористости коллекторов с глубиной залегания пластов, которая в интервале 3000 - 3700 м снижается всего лишь на 0,7%.

Исходя из емкостной ступени второй зоны, можно прогнозировать возможность обнаружения пород - коллекторов межгранулярного типа промышленной кондиции в еще не вскрытой части красноцветной толщи.

Физико - механические свойства горных пород по всему разрезу представлены в таблице 2.3.

2.4 Газонефтеносность

Газонефтеносность месторождения Камышлыджа связана с нижним отделом красноцветной толщи. В его разрезе выделено 7 промышленно - продуктивных горизонтов (НК1, HK1а, HK1б, НК2, НК3, НК4, НК5). Залежи месторождения по типу сводовые, пластовые и тектонически экранированные.

Горизонт HК1а содержит нефтяную залежь. Она установлена в скважине №13 при опробовании в ней интервала 2805 - 2810м, где был получен промышленный приток нефти дебитом 97,4 т/сут с незначительным содержанием воды - 2,5 м3/сут по 8-миллиметровому штуцеру.

В разрезе горизонта НК1а выделяются два песчаных пласта мощностью 8 - 15 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта изменяется и пределах 8 -37 м при его общей мощности 13 - 58 м. Горизонт содержит и свободный газ с незначительными запасами.

Горизонт НК1б насыщен продукцией на небольшой площади свода структуры. Количество пластов - коллекторов в горизонте не превышает 4 мощностью 10 - 15 м. Горизонт литологически изменчив по площади и разрезу. Значении эффективных газонасыщенных и общих мощностей горизонта НК1б такие же как и НК1а.

Горизонт HK2. Его промышленная продуктивность установлена в скважинах №№ 28, 51. В первой из них в 1978 г. при испытании интервала 2701 - 2716 м получен фонтанный приток газа дебитом 400 тыс. м3/сут по штуцеру 10 мм. Позднее, в 1979 г., из интервала 2723 - 2734 м (скважина № 51) получили приток нефти с дебитом 25 т/сут и воды 1,5 м3/сут при 6-миллиметровом штуцере. Нефтегазоносная площадь горизонта НК2 сравнительно больше, чем таковая вышележащих горизонтов. Залежи занимают сводовую часть месторождения. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность горизонта составляет 12м, а общая - 44 м.

Горизонт НК3 нефтяной с газовой шапкой. Нефтеносность горизонта НК3 месторождения в целом впервые установлена в 1959 г. получением в скважине № 1 (интервал 2824 - 2831 м) промышленного притока нефти дебитом 440 т/сут. Горизонт выдержан по площади и разрезу. В нем в основном выделяются два песчаных пласта - коллектора мощностью 5-30 м. Нефте - и газонасыщенные мощности изменяются в пределах 6 - 36 и 7-18,5 м соответственно. Выявленные залежи нефти и газа занимают сводовую и присводовую части складки. Общая мощность горизонта колеблется в пределах 19 - 47 м.

Горизонт НК4. Залежь нефтяная с газовой шапкой и приурочена к 3 - 4 мощным (7 - 25 м) пластам - коллекторам. Коллектора по площади не выдержаны, местами они замещаются глинами. Залежи горизонта приурочены к своду складки. Максимальная нефтенасыщенная мощность составляет 34м (скважина № 54). Впервые промышленный приток нефти из горизонта получен в 1967 г. в скважине № 51 при опробовании интервала 2855 - 2883 м. При этом дебит ее составил 130 т/сут., воды - 83 м3/сут. При испытании горизонта НК4 в интервале 2826 - 2832 м получили газовый фонтан дебитом 562 тыс. м3/сут и воды - 81 м3/сут. Залежи горизонта размещены на своде складки. Общая мощность горизонта изменяется or 27 до 53 м.

Горизонт HK5 расчленяется на шесть продуктивных пластов: НК5а, НК5б . НК5в , НК5г, ,НК5д и НК5е.

Залежь пласта НК5а занимает обширную площадь, за исключением юго - восточной части складки: аналогичное распространение залежей имеет и пласт НК5г, а в остальных горизонтах залежи в основном установлены в северо-западаной части складки. Залежи горизонта HK5 газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяной оторочкой. В горизонте HK5 сконцентрированы основные запасы газа месторождения.

Впервые промышленная газоносность этого горизонта установлена в 1961 г. в скважине № 3, в разрезе которой при перфорации интервала 3032 - 3073 м получен приток газа дебитом 700 тыс. м3/сут при 16-ти миллиметровом штуцере. Приток нефти (57 - 72 т/сут), газа (128 - 377

тыс м3/сут) и воды (96 - 210 м3/сут) получены в 1966 г. при испытании скважины № 25 в интервалах 3225 - 3226 и 3262 - 3263 м.

Максимальные газонасыщенные мощности тяготеют к присводовым участкам, а минимальные - к сводовым и погруженным участкам месторождения. В каждом из выделенных пластов мощность газонасыщения изменяется от 8 до 31,5 м.

Характерной особенностью продуктивных горизонтов месторождения Камышлыджа является (за исключением НК3) литологическая изменчивостъ коллекторов, вплоть до полного замещения глинами. Увеличение мощности и количества пластов - коллекторов установлено в пределах западного крыла складки.

Газонефтеносность площади расширяется с глубиной, достигая максимума в горизонте НК5. Общая мощность горизонта изменяется от 100 до 160 м.

Газонефтеносность по всему разрезу скважины представлена в таблицах 2.4 и 2.5.

2.5 Геотермическая характеристика

Геотермические наблюдения на рассматриваемом месторождении в основном осуществлялись на уровне залегания продуктивных горизонтов НК (2700 - 3500 м).

Изменения средних величин геотермической ступени и геотермического градиента по интервалам глубин разреза структуры приведены в табл. 2.7. и показаны на рис. 3.

Таблицы 2.7.

Геотермический

показатель

Интервал глубин, м

0-

500

500-

1000

1000-

1500

1500-

2000

2000-

2500

2500-

3000

3000-

3500

Температура по

нижнему пределу,оС

29

40,5

50,5

60

68

75,5

82,5

Ступень, м/С

39,6

45,4

50

52,6

62,5

66,6

71,4

Градиент, С/100м

2,53

2,3

2,0

1,9

1,6

1,5

1,4

С увеличением глубины отмечается рост численного значения ступени и уменьшение геотермического градиента. Среднее значение геотермического градиента для продуктивных горизонтов колеблется от 2,10 до 2,58 оС/100 м.

Рис. 3 Камышлыджа.

График изменения значений геотермической ступени и температуры с глубиной. Составил Н.Мамиесенов, 1980.

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИН

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 2.1.

Глубина залегания,м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве, градус

Коэффициент кавернозности в интервале

от (верх)

до (низ)

название

Индекс

Угол

Азимут

0

550

Четвертичные отложения

Q

1-3

-

1,01

550

1310

Апшеронский ярус

N23ap

3-5

-

1,00

1310

1530

Акчагыльский ярус

N23ак

5-7

-

1,04

1530

2990

Верхний красноцвет

N22kr2

7-10

-

1,08

2990

3350

Нижний красноцвет

N22kr1

10-12

-

1,10

Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 2.2

Индекс стратиграфии-ческого подразделения

Интервал, м

Горная порода

Стандартное описание горной породы полное название,характерные признаки (структура, текстура; минеральный состав и т.д.)

от (верх)

до (низ)

краткое название

% в интервале

Q

O

550

песок

40

Песок серый, темно-серый, мелко-среднезернистый, глинистый слабоуплотненный

алеврит

10

Алеврит слабо уплотненный, глинистый, сильно глинистый, слюдистый

глина

50

Глина серая, желтовато-серая, песчано-алевритистая, с неровным изломом.

N23ap

550

1310

песок

5

Песок серый, светло-серый, мелкозернистый, реже тонкозернистый, слабо уплотненный, слюдистый, глинистый

алеврит

20

Алеврит песчано-глинистый, слабо уплотненный, слюдистый.

песчаник

2

Песчаник серый, темно-серый, мелкозернистый, нередко крепкосцементированный, глинистый, сильноглинистый.

алеврит

18

Алеврит серый, буровато-серый, уплотненный, слабоуплотненный, глинистый, слюдистый.

глина

55

Глина серая, буровато-серая, слоистая неяснослоистая, жирная на ощупь, нередко встречаются отдельные пропластки и пласты неизвестковистых черных глин

N23ак

1310

1530

песок

5

Песок серый, светло-серый, мелкозернистый, реже тонкозернистый, слабо уплотненный, слюдистый, глинистый

алевролит

15

Алевролит серый, темно-серый, иногда тонкослоистый, песчано-глинистый, крепкий.

песчаник

10

Песчаниек мелкозернистый, крепкосцементированный, тип цементации базальный, контактный.

Алевролит

10

Алевролит серый, темно-серый, иногда тонкослоистый, песчано-глинистый, крепкий.

глина

60

Глина алевритистая, плотная, сложена карбонатно-глинистой массой и алевритовым материалом.

N22kr2

1530

2990

песок

15

Песок мелкозернистый, реже тонкозернистый, кварц-полевошпатовый, отсортированный, уплотненный, алевритистый.

алеврит

10

Алеврит кварц-полевошпатовый, с небольшим количеством карбонатно-глинистого вещества.

песчаник

13

Песчаники в большинстве крепкосцементированные, кварц-полевошпатовые, массивные, неяснослоистые.

Алевролит

7

Алевролит серый, темно-серый, иногда тонкослоистый, песчано-глинистый,крепкий.

глина

55

Глина алевритистая, плотная, сложена карбонатно-глинистой массой и алевритовым материалом.

N22kr1

2990

3350

песок

5

Песок мелкозернистый, реже тонкозернистый, кварц-полевошпатовый, отсортированный, уплотненный, алевритистый.

алеврит

10

Алеврит кварц-полевошпатовый, с небольшим количеством карбонатно-глинистого вещества.

песчаник

5

Песчаники в большинстве крепкосцементированные, кварц-полевошпатовые, массивные, неяснослоистые.

Алевролит

15

Алевролит серый, темно-серый, иногда тонкослоистый, песчано-глинистый, крепкий.

глина

65

Глина алевритистая, плотная, сложена карбонатно-глинистой массой и алевритовым материалом.

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Таблица 2.3.

Индекс стратигра-фического подразделения

Интервал, м

Краткое название

Плотность, г/см3

Пористость,%

Проницаемость,м Дарси

Глинистость, %

Карбонатность, %

Солёность,%

Сплошность породы

Твердость

Расслоенность породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая,средняя)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга кгс/см2

Гидратационное разуплотнение (набухание) породы

от (верх)

до (низ)

Q

0

550

1,8-2,05

26

50-100

28

10-15

-

1,5

50-100

-

IV

М

-

-

данных нет

алеврит

2,1

25,5

30-45

29

16

-

1,5

70-120

-

IV

М

-

-

-

глина

1,9

24

непр.

70

25.

-

3,5-4

150-200

II-III

I

М

0,35

1,5-2

-

N23ар

550

1310

песок

2,1

25

40

25,5

5-10

-

1,0

60-100

-

V

М

-

-

алеврит

2,1

23

20-35

26,5

16

-

1,5-2

70-150

-

IV

М

0,25

9-16

-

песчаник

2,47

7,5

0,1-5

30

25

-

1,5-2

750-1000

I-II

IX

С

0,3

3-5

-

алевролит

2,47

7,4

0,1-3

31

22

-

2

600-800

II

VII

C

0,3

2,7-5

-

глина

2,1

22

непр.

68

20

-

3,5

200-300

III

I

М

0,35

2-3

-

N23ак

1310

1530

песок

2,1

25

45-100

26

12

-

1,0

60-100

-

IV

М

-

-

алеврит

2,1

22,1.

42

30

15

-

1

70-150

-

III

М

0,25

11-15

-

песчаник

2,48

8.

1 - 5

30

25

-

1,5

1000-1250

II

VIII

Т

0,3

5-7

-

алевролит

2,48

8,1

0,1-3

23

23

-

1,5

700-800

II

VII

C

0,25

6-8

-

глина

2,2

21

непр.

75

19,5

-

3,0

350-500

II-III

III

С

5-6.

5-6

-

N22kr2

1530

2990

песок

2,15

19,0

50

22

11,5

-

1

60-120

II

VI

М

0,25

7-9

-

алеврит

2,2

16,5

44

24

14,5

-

1

80-150

-

IV

Т

0,25

9-11

-

песчаник

2,55

8,1

0,1-0,5

25

24

-

1,5

700-800

-

VIII

С

0,25

10-12

-

алевролит

2,55

8,0

0,1-0,5

25

25,5

1,5

1000-1250

III

IX

Т

0,3

6-8

-

глина

2,4

18,0

непр.

85

12

-

3

350-450

II-III

I-III

С

0,35

5-6

-

N22kr1

2990

3350

песок

2,15

19

50

22

11,5

-

1

60-120

-

VI

М

0,25

7-9

-

алеврит

2,2

16,5

44

24

14,5

-

1

80-150

-

IV

Т

0,25

9-11

-

песчаник

2,55

8,1

0,1-0,5

25

24

-

1,5

700-800

II

VIII

С

0,25

10-12

-

алевролит

2,55

8

0,1-0,5

25

25,5

-

1,5

1000-1250

II

IX

Т

0,3

6-8

-

глина

2,4

18

непр.

85

12

-

3

350-450

II-III

I-III

С

0,35

5-6

-

НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ

Н е ф т е н о с н о с т ь

Индекс стратиграфи-ческого подразделе-ния

Интервал, м

Тип коллек-тора

Плотность, г/см3

Подвижность, Д на Сп

Содержание серы, % по весу

Содержание парафина, % по весу

Свободный дебит м3/сут

Параметры растворенного газа

газовый фактор м3/т

содержание сероводорода, %

содержание углекислого газа,%

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

Р насыщения в пластовых условиях., кгс/см2

от (верх)

до (низ)

в пластовых условиях

после дегазации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Красноцвет

2660

3350

грану-лярный

0,696

0,880

0,02

-

5-10

65*

700

-

0,1-0,2

0,576

-

350-400

Г а з о н о с н о с т ь

Индекс стратиграфи-ческого подразделе-ния

Интервал, м

тип коллек-тора

состояние (газ,конденсат)

содержание,% по объему

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях

Свободный дебит м3/сут

плотность газоконденсата, г/см3

Фазовая проницаемость, мД

от (верх)

до (низ)

сероводорода

углекислого газа

в пластовых условиях

на устье скважины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Красноцвет

2660

3350

грану-лярный

газ, газоконденсат

нет

0,1

0,576

1,02-1,27

189*

-

0,807

90

Примечание: * по аналогии со скважиной № 14 (фшт.6 мм)

Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения

Инт...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены