17
Федеральное агентство по образованию
САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ Н. Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО
Кафедра геологии и геохимии
Горючих ископаемых
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
СОВХОЗНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Курсовая работа
Студента 4 курса геологического факультета
Энеева Александра Утнасуновича
Научный руководитель
Кандидат г.-м.н., доцент Л.А. Коробова
Зав. Кафедрой
Доктор г. –м.н.,-профессор К.А. Маврин
Саратов
2008 г
Оглавление
1. Введение
3
2. Характеристика геологического строения и газоносности месторождения
4
3. Литолого-стратиграфическое описание разреза 6
4. Тектоническое строение
9
5. Нефтегазоносность
10
6. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов
13
7. Физико-химические свойства газа, конденсата 14
8. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи 15
9. Заключение
16
10. Литература
17
Введение.
Совхозное газовое месторождение выявлено в 1977 г. в результате бурения
и опробования разведочной скважины I, заложенной в северном блоке.
Промышленный приток газа в скважине получен из ветлужских и
баскунчакских отложений нижнего триаса. Это послужило основанием для
проведения на площади дальнейших поисково-разведочных работ. С целью
изучения геологического строения и газоносности месторождения на южном и
центральных блоках пробурено по одной разведочной скважине 2 и 3. первая
из них опробована и оказалась тоже продуктивной.
В настоящее время продуктивные скважины 1 и 2 находятся в консервации,
приближенная оценка промышленных запасов газа произведена только по
северному блоку. По другим блокам эта работа может быть выполнена лишь
на основе материалов опытно-промышленной эксплуатации.
В итоге проведенных на месторождении геологоразведочных работ получено
очень ограниченное количество данных о строении месторождений и залежей,
которое дает лишь приближенное представление о их размерах и запасах.
Месторождение расположено в районе действующего магистрального
газопровода и, согласно существующему положению, должно быть введено в
опытно-промышленную эксплуатацию. Для этого необходимо составить проект
ОПЭ, в котором предстоит проанализировать весь накопленный по
месторождению геологоразведочный материал и на его основе, с учетом
современного представления об общем структурном плане, изучить строение
залежи северного блока и выполнить расчеты технологических и
технико-экономических показателей разработки залежи на период ОПЭ.
Характеристика геологического строения и газоносности месторождения.
Краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения.
В административном отношении Совхозное газовое месторождение расположено
в пределах Юстинского района республики Калмыкия в 70 км севернее г.
Астрахани.
Совхозный соляной купол наряду с другими соляными структурами
Астраханско-Калмыцкого региона, был выявлен электроразведкой в 1961 г.
Позже, в течение 1963- 1971 г.г. поднятие изучалось более детально
сейсморазведочными работами. В 1963 г. в пределах площади был установлен
подъем пород к своду, а также наличие большой зоны отсутствия
зарегистрированного сейсмического материала.
Последующими сейсмическими работами произведена детализация строения
Совхозной площади по палеогеновым, меловым и, частично, юрским
отложениям.
В 1971 г. Совхозная площадь исследовалась сейсмическими работами
МОВ-МОГТ с целью изучения строения ее по более глубоким юрским и
триасовым отложениям. Этими работами завершено изучение надсолевого
комплекса, а также определена глубина залегания подсолевого ложа.
В 1965 году на площади была пробурена структурная скважина.
С апреля 1977 года проводится глубокое разведочное бурение. В своде
северного блока была заложена скважина I, которая явилась
первооткрывательницей газовых залежей в баскунчакских и ветлужских
отложениях.
В марте 1978 года на южном блоке структуры начато бурение скважины 2 с
целью поисков залежей нефти и газа в нижнетриасовых отложениях и
уточнения тектонического строения структуры. Скважиной вскрыта небольшая
залежь в ветлужских отложениях.
На центральном блоке, выделяемом по сейсмическому материалу, скважина 3
на высоких отметках вскрыла соль.
В общем, геологическое строение и газоносность месторождения изучены еще
слабо. Это затрудняет определение запасов и других характеристик
продуктивных пластов.
Литолого-стратиграфическое описание разреза.
На Совхозной площади разведочными скважинами вскрыты осадки
мезокайнозойского возраста. Стратиграфическую разбивку и литологию можно
охарактеризовать следующим образом.
1.Мезозойская группа.
1.1Система триасовая.
1.1.1Нижний отдел.
1.1.1.1Ветлужский ярус.
Пестроокрашенная песчано-глинистая толща, в кровле песчаники преобладают
над глинами.
Мощность-314 м.
1.1.1.2 баскунчакский ярус.
Вверху глины с прослоями глинистых известняков, внизу аргиллиты и глины
с прослоями песчаников.
Мощность-348 м.
1.1.2 средний отдел.
Карбонатные глины с прослоями аргиллитов, алевролитов, в основании
известняки плотные, крепкие.
Мощность-142 м.
1.1.3 верхний отдел.
Глины слоистые карбонатные с прослоями алевролитов и известняков.
Мощность-79 м.
1.2 система юрская.
1.2.1 средний отдел.
1.2.1.1 байосский ярус.
Глины плотные, алевритистые, некарбонатные.
Мощность-174 м.
1.2.2 верхний отдел.
1.2.2.1 келловейский ярус.
Глины с редкими прослоями песчаников.
Мощность-55 м.
1.2.2.2 оксфордский ярус.
Известняки с прослоями глин.
Мощность-92 м.
1.3 система меловая.
1.3.1 нижний отдел.
1.3.1.1 аптский ярус.
1.3.1.2 альбский ярус.
Чередование глин темно-серых некарбонатных, слабослюдистых с
мелкозернистыми слабосцементированными песчаниками. Встречаются
пропластки крепких известковистых песчаников.
Мощность-467 м.
1.3.2 верхний отдел.
1.3.2.1 сеноманский ярус.
1.3.2.2 сантонский ярус.
1.3.2.3 кампанский ярус.
1.3.2.4 маастрихтский ярус.
Известняки светло-серые и белые крепкие с прослоями глин и мергелей. В
основании песчаники с прослоями алевролитов и глин.
Мощность-244 м.
2. Кайнозойская группа.
2.1 система палеогеновая.
Вверху глины тонкодисперсные, известковистые с прослоями известняков и
мергелей, внизу глины с редкими прослоями алевролитов и песчаников.
Мощность-561 м.
2.2 система неогеновая.
Чередование глин слюдистых карбонатных с песками тонкозернистыми.
Мощность-444 м.
2.3 система четвертичная.
Пески кварцевые, мелкозернистые и глины слоистые.
Мощность-80 м.
Тектоническое строение.
Совхозное поднятие расположено в зоне развития соляной тектоники на
юго-западе Прикаспийской впадины. Здесь в надсолевых отложениях
выделяются две зоны развития пермо-триасового комплекса:
Аршань-Зельменская и Бугрино-Шаджинская. В последней выделяется
Совхозно-Халганская зона соляных куполов, в которую входят Совхозный,
Пустынный, Сахарский и Халганский купола ( рис. 2.1).
Совхозная структура по триасовому отражающему горизонту распологается
несколько асимметрично по отношению к соляному штоку, выделяемому по
зоне отсутствия зарегистрированного сейсмического материала.
Восточная, большая часть структуры возвышается над западной
периклиналью. По сейсмическим данным восточная часть структуры
нарушениями разбита на три блока: два приподнятых (северный и южный) и
один опущенный (грабен), расположенный между ними (рис. 2.2 ).
Отложения как бы облекают соляной шток, что создает условия для
скопления углеводородов. В западной части купола изогипсы не образуют
ловушки.
Нефтегазоносность.
Результаты опробования и исследования разведочных скважин.
На Совхозном месторождении газоносность установлена в песчаных
отложениях баскунчакского и ветлужского ярусов северного и южного
блоков.
На северном блоке опробована разведочная скважина I. На основе
комплексной интерпретации промыслово-геофизических материалов были
испытаны снизу вверх следующие интервалы ветлужского яруса: 2785-2788 м.
(абсолютные отметки -2777,9- -2781,9 м.). После перехода с глинистого
раствора на техническую воду скважина зафонтанировала газом. С
16.11.1977 года по 19.11.1977 года скважина отрабатывалась на 4,9,13 мм.
штуцерах. Освоение и исследование скважины закончено 30.11.1977 года. На
всех режимах визуально наблюдалось присутствие пластовой воды (?- 1,15
г/см3) и конденсата, количественное содержание которого не определено
из-за отсутствия сепаратора высокого давления. Пластовое давление и
температура составили 313 кгс/см2 и 90*С. Дебит газа на 5/8 мм.
диафрагмах составил 5,7/7,0 тыс. м3/сут.
После установки цементного моста в интервале 2780-2775 м. перешли к
испытанию второго объекта, расположенного в интервале 2764-2767 м.
(абсолютные отметки -2756,9- -2759,9 м. ). В результате испытания
получен фонтанный приток газа, дебит на 5 мм. штуцере составил 33,7 тыс.
м3/сут., конденсата – 0,06 м3/сут., конденсатогазовый фактор – 1,8
см3/м3.
С целью увеличения интенсивности притока 19.01.1978 года в ветлужских
отложениях достреляли интервалы 2750-2746 м.,2742-2737 м.,2733-2730
м.,2723-2725 м., получен фонтан газа. Дебит газа на штуцерах d -5,1-6,1
мм. колеблется от 90 тыс. м3/сут. До 294 тыс. м3/сут.. Содержание
конденсата в газе 3-4 см3/м3. Сероводород отсутствует.
Кроме того, в процессе бурения были испытаны пластоиспытателем песчаные
пласты, залегающие в кровле ветлужского и подошве баскунчакского ярусов.
Из ветлужских пластов (2688-2717 м.) получен приток газа дебитом 200
тыс. м3/сут., из баскунчакских (2589-2639 м.) – 35 тыс. м3/сут.. Дебит
газа определялся аналитическим путем при условии нахождения пласта
против забоя скважины.
При испытании вышезалегающих анизийских известняков (2300-2328 м.) был
получен приток разгазированной воды, дебитом- 160 м3/сут.. пластовое
давление равно 256 кгс/см2.
В скважине 2, расположенной на южном блоке
месторождения,пластоиспытателем опробованы известняки среднего триаса
(анизийский ярус), отложения баскунчакского и ветлужского ярусов.
Из среднего триаса (2302-2335 м) получен приток метанового газа с
запахом сероводорода. Дебит в условиях испытания 16 тыс. м3/сут. .
Из песчано-глинистой толщи ветлужского яруса (2715-2735 м.) при
испытании получен интенсивный приток газа. Дебит газа составил 40 тыс.
м3/сут. при депрессии на пласт 122 кгс/см2. пластовое давление 336,2
кгс/см2
В колонне ветлужские отложения опробованы в интервале 2730-2735 м.,
получен приток газа, дебит его на 8 мм штуцере составил 28 тыс. м3/сут.,
при достреле интервала 2719-2724 м дебит газа не увеличился.
Гидродинамические исследования по скважине I проводились в интервале
2764-2767 м в декабре 1977 г. на двух режимах; диаметр штуцера 5 и 5,3
мм. Дебит газа составлял 28 и 37 тыс. м3/сут., на втором режиме
выносились конденсат и вода в небольшом количестве, равные 0,06 м3/сут.
и 0,036 м3/сут. соответственно. Отмечается, что пласт слабопроницаем.
Пластовое давление замерялось дважды и равно 310 и 324 кгс/см2.
Температура на забое 91 С. Потери газа за время исследования составляют
470 тыс. м3.
После дострела ветлужского горизонта в интервалах 2746-2750 м, 2737-2742
м, 2730-2733 м, 2722-2725 м проведены исследования28 января и 6 февраля
1978 года методом смены стационарных режимов фильтрации. На штуцерах,
диаметром от 5 до 11 мм, дебит газа изменялся при первом исследовании от
90 до 284 тыс. м3/сут., при втором- от 108 до 334 тыс. м3/сут.. И в том
ив другом случае на малых штуцерах(d= 5 и 7 мм) выносился сухой газ,
дебит которого колебался от 90 до 184 тыс. м3/сут. Далее, при
исследовании на 9 мм штуцере появился конденсат, в количестве 0,42
м3/сут., а на 11 мм – газ с конденсатом (0,77 м3/сут.) и водой (0,1
м3/сут.). По результатам этих исследований были построены индикаторные
кривые зависимости Р пл2- Р заб2 от q г, которые представляются
параболой, не проходящей через начало координат(рис 2.3), что говорит о
скоплении жидкости на забое скважины. Кривая отсекает на оси ординат
отрезок “Со”. По этому значению определяем ”с” для каждого режима, а
затем представив результаты испытаний в координатах ДР- с от q, получим
прямую, по которой определяем коэффициенты фильтрационного сопротивления
“a” и ”b”. По двум исследованиям они оказались близки и равны:
а=80 а=65
b=0,17 b=0,2
по этим значениям коэффициентов была рассчитана проницаемость пласта,
равная 7 мд. Эта величина проницаемости, видимо, занижена в результате
некачественного исследования. Фактические дебиты газа при исследовании
скважины достигали 3-4 тыс. м3/сут., что свидетельствует о сравнительно
высокой проницаемости коллектора (проницаемость, определенная по керну,
составляет 40 мд.) поэтому за период опытно-промышленной эксплуатации
необходимо провести длительные исследования на 6-7 режимах, точно
замерять дебиты газа, воды и конденсата, определить проницаемость по
результатам исследований и по керну, отобранному из пробуренных
проектных скважин.
Физико-литологическая характеристика продуктивных горизонтов.
Промышленная газоносность на Совхозном месторождении установлена в
песчаных коллекторах баскунчакского и ветлужского ярусов.
Баскунчакский продуктивный пласт расположен в подошве баскунчакского
яруса. Слагается пласт песчаниками светло-серыми, плотными, кварцевыми,
полевошпатовыми на карбонатном цементе. Кроме кварца и полевого шпата
встречаются окатанные обломки кремнезема, цемент представлен чистым
кристаллическим доломитом и кальцитом. Характерной особенностью является
наличие редких, неправильной формы микропор. Толщина баскунчакского
продуктивного песчаника составляет 2,5 м. Лабораторные исследования
пористости и проницаемости не проводились. На соседнем Пустынном
месторождении открытая пористость этих отложений по керновому материалу
колеблется от 13,7% в своде до 22,7% на крыле, в приконтурной области.
Ветлужская продуктивная толща состоит из переслаивающихся пестроцветных
песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, плотные,
сильноизвестковистые, в карбонатном цементе встречается пирит. В разрезе
выделяются 9 проницаемых прослоев общей толщиной 29,8 м. Толщина
отдельных прослоев колеблется от 1 до 7 м. Коллекторская характеристика
продуктивного пласта изучалась в лабораторных условиях по керновому
материалу скважины I. Средняя величина открытой пористости по 26
определениям равна 16,0 %, газопроницаемость не превышает 10 мд. По
данным промысловых исследований проницаемость составляет 7,4- 8,5 мд.
Газонасыщенность коллектора, определенная по остаточной водонасыщенности
кернового материала, составляет в среднем 9 %.
Физико-химические свойства газа, конденсата.
Газ Совхозного месторождения, как в целом и всей Совхозно-Халганской
группы месторождений, относится к типу легких метановых газов.
Содержание метана составляет 94%, в незначительных количествах
присутствуют пентан, гексан и углекислый газ. Содержание азота достигает
5%. В первичных пробах сероводорода не было обнаружено. Отмечается
небольшое содержание конденсата от 2,07 см3/м3 до 3,4 см3/м3. Плотность
конденсата 0,778 г/см3.
Гидрогеологическая характеристика и режим залежи.
Совхозно-Халганская группа куполов входит в состав Северо-Каспийского
гидрогеологического бассейна, в пределах которого выделяются надсолевой
и подсолевой этажи. К надсолевому структурному этажу приурочены
водоносные комплексы : доюрский, юрский, аптский, альбский,
верхнемеловой, палеогеновый. Доюрский водоносный комплекс, к которому
приурочена газовая залежь, представлен песчаниками, алевролитами
триасового возраста, континентального происхождения. согласно анализам
пластовых вод, взятых из интервалов 2785-2788 м и 2322-2330 м скважины
I, общая минерализация составляет 6105-7629 мг.экв/л., содержание
кальция- 940 мг.экв/л., магния- 140-160 мг.экв/л., сульфатов- 14,8
мг.экв/л., т.е. по своему составу воды относятся к хлоркальциевому типу.
Значение натрий-хлорного коэффициента пониженное- 0,65, что характерно
для зоны соляно-купольной тектоники. Величина коэффициента
метаморфизации свидетельствует о седиментационном происхождении вод. О
повышенной минерализации вод свидетельствует и генетический коэффициент
(Cl-Na)/Mg, равный 7,5. величина его также характерна для
соляно-купольной тектоники. Таким образом, пластовые воды ветлужского
горизонта характеризуют гидрогеологическую обстановку района как
полузастойную, что в сочетании с литологическими особенностями
коллектора создает условия для проявления газового режима в начальный
период разработки месторождения с переходом на отстающий
упруговодонапорный в дальнейшем.
Заключение
На основании анализа геолого-промыслового материала, а также результатов
газогидродинамических исследований для проектирования показателей
разработки газовой залежи ветлужского горизонта северного блока взяты
исходные данные, помещенные в таблице 2.
Начальный средний дебит скважины взят по результатам исследований,
равным 100 тыс.м3/сут.
Относительная плотность газа по воздуху равна 0,58 из результатов
анализа газа. Вязкость газа определена по графику зависимости вязкости
от пластовых давлений, температуры, относительной плотности газа, и
равна 0,027 сп.
Следует отметить, что все приведенные величины исходных данных носят
ориентировочный характер и в ходе проведения опытно-промышленной
эксплуатации месторождения требуют уточнения.
Литература
1. Отчет по исследованию Совхозного месторождения. Авторы: В.И. Хищин,
В.А. Хохлова, В.И. Щербакова, С.А. Куликов, М.Я. Семенова. 1979 год.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
