На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 07.12.2012. Сдан: 2012. Страниц: 16. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


?Федеральное  агенТство  по  образованию
 
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
“Пермский государственный университет”
Геологический факультет
 
 
 
 
 
Кафедра региональной и нефтегазовой геологии
 
 
 
Регионально нефтегазоносные комплексы
волго-уральской  провинции
( карбонатные коллектора)
 
 
Курсовая работа
по специальности
Геология и геохимия горючих ископаемых
 
 
 
 
 
Исполнитель –
студент 4 курса группы ГГР?1
……………………
 
 
Научный руководитель –
…………………
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Пермь 2011
 
 
СОДЕРЖАНИЕ
 
Реферат............................................................................................................................................3
Введение...……...............................................................................................................................4
 
    Терминология…………………………………………………...………………………………...5
    Волго-Уральская нефтегазоносная провинция…………...…………………………..……..9
2.1.   Физико-географическое положение……………………….……………………….………..9
2.2.   История Волго-Уральской  нефтегазоносной области………………………......................9
2.3.   Основные черты геологического строения. …………………………...…………………..11
2.4.   Нефтегазоносность…………………………………………………………………………..11
2.5.   Комплексы Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции………………..……………12
2.6 Типы залежей нефти и газа на месторождениях…………………………………………...14
    Классификация пород – коллекторов ….…………………………….…….…………..…….16
      3.1 Классификация карбонатных коллекторов …………………………….…...........................17
4. Петрографическая характеристика пород – коллекторов…………………………………18
     4.1 Петрофизические признаки карбонатных пород-коллекторов.......…………………...…...18
     4.2 Петрографические признаки терригенных пород-коллекторов……………………………19
5. Методика определения коллекторских свойств в лабораторных условиях…...…............23
6 .Коэффициент пористости и проницаемости…………………………………..........................24
Заключение………………………………………………………………………………………..27
Библиографический список……………………………………………………….......................28
Приложение………………………...…………………………………………………………….29
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
РЕФЕРАТ
курсовой работы студента 3 курса дневного отделения геологического факультета (специальность – Геология и геохимия горючих ископаемых Пермского государственного университета Русинова Ильи Евгеньевича.
 
Тема: «Карбонатные коллектора» Волго – Уральской нефтегазоносной провинции. Объем 29 стр., библ. 6 наз., табл. – 1.
Цель: исследования карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Задачи: определение геологического строения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в частности карбонатные коллектора.
 
      Ключевые слова: Пермский край, Волго–Уральская нефтегазоносная провинция, карбонатные коллектора.
      Актуальность изучения карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
     Материалы: Опубликованные и фондовые материалы, предоставленные кафедрой региональной и нефтегазовой геологии ПГУ, методические указания, учебники и интернет.
Методы работы: Сбор, обобщение, анализ информации.
      Оборудование. В процессе сбора и накопления информации, его предварительного обобщения, анализа использовался персональный компьютер.
     Основные результаты работы: изучена Волго-Уральская нефтегазоносная провинция на примере карбонатных коллекторов.
     Новизна: впервые были изучены карбонатные коллектора на территории Волго – Уральской нефтегазоносной провинции.
      Благодарности. Исполнитель благодарит работников кафедры региональной геологии за ценные замечания и рекомендации по улучшению качества курсовой работы.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Введение
Изучение карбонатных отложений имеет огромное значение для развития нефтегазовой промышленности на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Нужно сказать, что Волго-Уральский бассейн является наиболее изученным из всех. В этом смысле его можно даже принять за эталон изученности  нефтегазоносных бассейнов. Все возможные месторождения в верхних слоях осадочного чехла бассейна уже разведаны и разрабатываются, а многие уже истощены или находятся в режиме падающей добычи. Поэтому с изучением карбонатных отложений  связываются перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в Волго-Уральской провинции.
Целью данной работы является изучение геологического строения карбонатных отложений и выявление возможных перспектив нефтегазоносности.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


1. Терминология
1.1. Нефтегазогеологическое районирование территории
Бакиров разработал классификацию для региональных нефтегазоносных территорий. В основу этой классификации положен тектонический принцип: платформы, складчатые области, переходные области.
Нефтегазогеологическое районирование - разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, от нефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов.
    При районировании крупных территорий используется различная терминология: нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн. Смысл замещения понятия провинции на бассейн (при практическом сохранении контуров соответствующих территорий) обусловлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами.
 
  1.2. Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления
Нефтегазоносный бассейн — площадь непрерывного или островного распространения нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, значительная по размерам или запасам полезного ископаемого.
Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим положением основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).
По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.
Нефтегазовая область – территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующаяся общностью геологической истории развития, включающая в себя ряд зон  нефтегазонакопления.
Зона нефтегазонакопления – ассоциация смежных, сходных по геологическому строению месторождений с общими условиями формирования.
      В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.
Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным, а место скопления – к локальным скоплениям нефти и газа.
 
1.3. Понятие «порода-коллектор»
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как карбонатные (известняки, доломиты, мраморы, мергели) так и терригенные (пески, алевриты, песчаники) породы.
Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).
Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки, доломиты и соли.
Свойства пород – коллекторов характеризуются следующими параметрами: проницаемостью, пористостью, нефтегазонасыщенностью, нефтеводонасыщенностью, остаточной водонасыщенностью.
 
1.4. Карбонатные коллектора
Карбонатные породы имеют пустоты различного вида — микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство которых представлено в основном микрокавернами, соизмеримыми по размерам с породами.
Карбонатные породы формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к ним приурочены, в зависимости от степени трещиноватости пород — залежи массивного, массивно-пластового и пластового типов.
 
Под влиянием тектонических движений у карбонатных пород с глубиной наблюдается улучшение коллекторских свойств, вследствие образования вторичной пористости, увеличение трещиноватости карбонатных отложений при разломных структурах и при гидроразрыве.
 
1.5. Виды проницаемости и методы ее определения
Проницаемость - свойство породы, определяющее возможность прохождения флюидов через сообщающиеся поры, трещины, каверны. Проницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы и относится к числу наиболее важных параметров коллектора.          
Проницаемость тесно связана со структурой пустотного пространства, поэтому исследование различных видов ее дает возможность глубже понять характер пористой среды.
За единицу проницаемости в 1 Дарси принимается такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см2 при перепаде давления в 1 атм. за 1 сек. проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантиПуаз. Очень часто породы, обладая большой пористостью. Практически лишены проницаемости, например глины (пористость – 40-50%, проницаемость – 0).
       При исследовании проводимости пористой среды выделяют три вида проницаемости:
a.       Абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химических взаимодействий между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды жидкостью или газом.
b.          Эффективная (фазовая) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой среды.
c.           Относительная – отношение эффективной пористости к абсолютной.
При постоянной пористости проницаемость может возрастать при увеличении крупности зерна, т.е. существенно зависит от размеров пустот и зерен. Также проницаемость зависит от плотности укладки и взаимного расположения зерен; от степени отсортированности, от цементации и трещиноватости; от взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.
При одном и том же содержании цементирующего вещества в породе резкое падение проницаемости наблюдается у пород с большой плотностью, плохой отсортированностью и окатанностью зерен или обломков.
Также коллекторы характеризуются разной величиной проницаемости вдоль напластования и перпендикулярно к нему.
         1.6. Виды пористости
Пористость – это объем пустотного пространства в породе-коллекторе, зависит от текстурно-структурных особенностей породы.
В коллекторах, состоящих из обломочных пород, пористость зависит от размера, формы, сортированности области материала, системы укладки этого материала, а также состава, количества и характера распределения цементирующих веществ.
Различают пористость общую и открытую:
?                    Общая (полная или абсолютная) – это объем всех пустот пород, включая поры, каверны, трещины, связанные и несвязанные между собой.
?                    Открытая – это объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.
Коэффициент пористости – это отношение объема пор горной породы к объему этой породы, выраженное в процентах.
Коэффициент открытой пористости – это отношение объема сообщающихся пор к объему горной породы, выраженное в процентах.
 
 


2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
2.1. Физико-географическое  положение Волго-Уральской нефтегазоносной области
Большая часть территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции расположена на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, где преобладает всхолмленный, холмистый и равнинный рельеф с отметками  250—490 м над уровнем моря. На востоке в меридиональном направлении тянутся Уральские горы.
Провинция захватывает территорию 15 субъектов Российской Федерации  в основном Приволжского Федерального Округа (некоторых – частично): шести республик (Удмуртия, Башкортостан, Татарстан, Марий Эл, Чувашия, Мордовия), девяти областей (Кировская, Нижегородская, Ульяновская, Пензенская, Самарская, Рязанская, Саратовская, Оренбургская и Свердловская)  и Пермского края.  Площадь, занимаемая провинцией, превышает 700 000 квадратных километров. Волго-Уральская нефтегазоносная область – часть крупнейшего нефтегазоносного бассейна Восточно-Европейской (Русской) платформы. Восточной границей этой провинции является Предуральский прогиб, выделяемый в качестве самостоятельной нефтегазоносной провинции (ограничена Уралом), на западе - зоной крупных поднятий фундамента платформы, протягивающихся от Воронежской антеклизы на юго-востоке через Токмовский свод и Котельнический выступ, в пределах которых наиболее приподнятые части фундамента залегают на отметках от 0 до 1700 м. На юге Волго-Уральская провинция граничит с нефтегазоносной провинцией Прикаспийской мегасинеклизы, образуя системой флексур и разломов, отделяющих рассматриваемую область от Северо-Каспийской. На севере область граничит с Тимано-Печорским нефтегазоносным бассейном.
 
2.2. История Волго-Уральской нефтегазоносной области
   В 1932 г. на Ишимбайской площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское, Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.
         В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти и газа. Наиболее значительными являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.
       Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.
         В результате поисково-разведочных работ в Волго-Уральской НГП создана сырьевая база нефтедобывающей промышленности.
         Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193.
        Первое, относительно крупное по тому времени Елшано-Курдюмское месторождение газа выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. С открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения темп добычи газа ускорился. Добыча газа (в млрд. м3) составила: в 1960 г. - 9,3, в 1965 г. - 22,4, в 1970г.- 17,5, в 1976 г. - 33,7, а в 1980 г. - 48,6.
      Всего с начала разработки, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м3 свободного газа.
     На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.             
В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной области известно свыше 400 нефтяных и 50 газовых месторождений, в том числе несколько уникальных по запасам нефти. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных зон составляет около 650 тыс. км2.
Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтеносной провинции было добыто свыше 3 млрд.т. нефти и большое количество газа.
По добыче нефти в пределах провинции  первое место занимает Татарская область, второе – Башкирская область и третье – районы Поволжья.
Выявленные на территории Волго-Уральской провинции скопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные месторождения нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосскинское в Татарской области, Арланское, Туймазинское в Башкирской области, Ярино-Каменноложское и Осинское в пермской области.
 
2.3. Основные черты геотектонического и геологического строения
 
  Геотектоническое строение. Преобладающие геодинамические обстановки: внутриконтинентальных рифтов (средний - поздний рифей -ранннй венд); надрифтовых депрессий (венд-кембрий); внутриконтинентальный рифтогенез (силур - девон); пассивная окраина Восточно-Европейского континента (девон - карбон - ранняя пермь); обдукция (поздний карбон - пермь); ороген столкновения пассивной окраины с девонской островной дугой (поздняя пермь - ранний мезозой); изостатического выравнивания и образования наложенных впадин в пределах орогена столкновения (мезозой - кайнозой).
     Геологическое строение. Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции состоит из двух структурных этажей: верхнепалеозойско-мезозойский, нижнепалеозойский, последний залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции. В северном, южном и восточном районах фундамент вскрыт единичными скважинами. Вскрытая мощность его обычно не превышает 10-15 м, в редких случаях достигая 40-60 м. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 м по породам фундамента.
    Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резким колебанием абсолютных отметок. В центральных районах провинции (Татарский свод) они составляют от -1,5 до -2,0 км, достигая в депрессионных зонах, окружающих своды, -4,5 км. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины (Орьебаш) и на Шкаповской площади, не вышли из осадочного чехла при абсолютных отметках соответственно -4,8 и -5,0 км. Таким образом, амплитуда глубин залегания поверхности фундамента по данным бурения превышает 5 км. Поверхность фундамента по данным геофизических исследований погружена на 7 км в районах городов Абдулино, Уфа и Сарапула и на 10-12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье (Предуральский прогиб). На небольших глубинах вскрыт фундамент в западной приграничной части провинции (2,5-3,0 км). В осадочном чехле, сложенном породами верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.
  
 
2.4. Нефтегазоносность
     На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. В них выделяется до восьми основных, продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный нижнего и среднего карбона, карбонатный верхнего карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный верхней перми. В девонских отложениях сосредоточено 30% разведанных запасов нефти и 2% газа. В каменноугольных - 58% нефти и 80% газа и в пермских нефти 40%, и 90% газа. Терригенный, продуктивный комплекс девона принят в объеме от подошвы эйфельского или живетского ярусов до кровли кыновского горизонта. Продуктивны здесь шесть пластов песчаников (Д- V, Д-IV, Д-III, Д-II, Д-1 и Д-0), разделенных пачками глин и аргиллитов. Наиболее широко развиты пласты песчаников живетского яруса и нижнефранского подъяруса. Пласт Д-IV (воробьевский горизонт) распространен в центральной и южной частях Урало-Поволжья, пласт Д-5 (нижняя часть эйфельского яруса) на юге территории. Промышленная нефтеносность этих пластов установлена на большей части провинции.
 
 
2.5. Комплексы Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции
Карбонатный комплекс верхнего девона и нижнего карбона объединяет отложения от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса. Комплекс сложен карбонатными породами в различной степени пористыми, трещиноватыми, кавернозными. Пласты-коллекторы установлены в доманиковых (два пласта), мендымских (два), верхнефранских (три), фаменских (один) и турнейских (до четырех) отложениях. Коллекторские свойства их весьма изменчивы. Региональной покрышкой для этого продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты нижней терригенной толщи визейского яруса, а местами глинисто-карбонатные породы верхней части турнейского яруса.
В карбонатных отложениях верхнего девона в последние годы залежи нефти выявлены в южной части Татарского свода, на Башкирском, Жигулевско - Пугачевском сводах и в Предуральском прогибе. Залежи преимущественно небольшие. Значительно больше их приурочено к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Наиболее продуктивными являются пласты кизеловского и заволжского горизонтов. К этому комплексу приурочена примерно 1/10 часть запасов нефти провинции. К терригенному, продуктивному комплексу нижнего карбона относятся песчано-глинистые породы Малиновского и яснополянского надгоризонтов, широко развитые в пределах Камско-Кинельской системы прогибов. На остальной территории Волго-Уральской провинции распространены только образования яснополянского надгоризонта.
В указанной системе прогибов в разрезе терригенных отложений нижнего карбона выделяется до 10 продуктивных пластов. Больше всего пластов (до восьми) установлено в южной части этой системы прогибов, а на остальной территории число их не превышает пяти-шести. Широко распространены пласты яснополянского надгоризонта, с которыми связано большое число залежей.
Пласты-коллекторы терригенного комплекса нижнего карбона сложены песчаниками и алевролитами. Некоторые из них имеют локальное распространение. Литологический состав и мощность пластов сильно изменчивы по площади. Региональной покрышкой этого комплекса служат глины и глинистые известняки тульского горизонта. Следует отметить, что местами в северной части провинции продуктивные песчаники бобриковского и тульского горизонтов объединяются в один или два продуктивных пласта. Запасы нефти этого комплекса составляют около 1/3 запасов провинции.
Разрез карбонатного и терригенно-карбонатного, продуктивного комплекса среднего карбона в разных частях рассматриваемой провинции неодинаков. На юге территории в нем значительную роль играют терригенные породы, а на севере - карбонатные. К этому продуктивному комплексу приурочено 10-11 нефтегазовых пластов, в том числе два в башкирском ярусе, до шести в верейском горизонте и до трех в каширском и подольском горизонтах.
На юге провинции пласты верейского горизонта представлены в основном песчаниками и алевролитами, а на севере - известняками. Покрышкой залежей являются прослои глин и глинистых известняков. Многочисленные залежи нефти установлены в Камско - Кинельской системе прогибов. В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов залежи нефти и газа сравнительно невелики и менее распространены, чем в верейском горизонте. В мячковском горизонте разведаны пока единичные небольшие залежи нефти. Запасы нефти и свободного газа комплекса в целом составляют около 1/5 запасов провинции.
Карбонатный комплекс верхнего карбона - нижней перми распространен на всей территории провинции, однако нефтегазоносность его, выявлена только в юго-восточной части и в Предуральском прогибе. Это связано с широким развитием здесь галогенной толщи пород кунгурского яруса, являющейся надежным экранирующим горизонтом. На остальной территории эта покрышка почти полностью отсутствует. В Предуральском прогибе коллекторские горизонты нижней перми представлены рифогенными образованиями. В этом комплексе выявлены новые залежи газа, в том числе Оренбургское газоконденсатное месторождение. Запасы нефти карбонатного комплекса незначительны, а запасы свободного газа составляют 90% от запасов провинции в целом.
Карбонатно - терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса. Промышленно нефтеносен он только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех нефтяных и газовых пластов. Приуроченные к ним залежи небольшие и разведанные запасы нефти и газа незначительны.
Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56 %) приурочено к двум основным наиболее широко распространенным продуктивным комплексам: терригенному, нижне-каменноугольному (26 %) и девонскому терригенному (до 30 %).
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 2000 г, выявлено 1050, в разработке находятся 784 месторождения нефти и газа, в том числе 632 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Среди этих месторождений крупные и крупнейшие такие как: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоелхоское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Оренбургское газоконденсатное, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др.
 
 
 
                 
2.6. Типы залежей нефти и газа на месторождениях
 Местоскопления Волго-Уральской НГП приурочены к локальным структурам:
а) в соответствии со структурным планом по верхним и нижним горизонтам,
б) несоответствием структурных планов.
Основное количество местоскоплений относится к структурам второй группы. Большая часть структур расположена на валообразных поднятиях.
   К первому типу относятся многопластовые местоскопления, которые связаны с наиболее древними по времени заложения структурами и содержат нефть и газ по всему разрезу, главным образом в девоне и карбоне. Это Ромашкинское, Мухановское, Шкаповское, Туймазинское, Шугуровское местоскопления и др.
   Ко второму типу относятся местоскопления, приуроченные к структурам карбона. В девоне залежи отсутствуют. Это Apланское, Байтуганское, Шугуровское местоскопления и др.
Типы залежей удобнее рассматривать для девонских, каменноугольных и пермских пород отдельно.
            В девоне залежи обычно сводовые, причем основные в горизонтах Д-I и Д-II, реже Д-IV.
Этаж нефтегазоносности, как правило, несколько десятков метров, иногда достигает 150 м. Залежи чисто нефтяные и лишь в нефтегазоносных областях Саратовских и Волгоградских дислокаций имеются большие газовые шапки и газовые местоскопления. Для нескольких пластов отмечается единый водонефтяной контакт (например, в Ромашкино), имеющий небольшой наклон в сторону Прикаспийской мегасинеклизы на юг и юго-восток.
В рассматриваемых сводовых залежах вследствие изменения литологического состава отмечаются участки без нефти - «лысые».
В карбонатных коллекторах залежи массивные и пластовые. Имеются также разновидности литологических залежей, особенно в пластах Д-II, Д-III и Д-IV в Ромашкино, на местоскоплениях Туймазинской группы и др. Литологические залежи имеют второстепенное значение. Однако залежи в выклинивающихся пластах достаточно велики (Д-0 - Ромашкино, Д-IV - Стахановское). Встречаются и залежи «шнуркового» типа (Б-0 - Покровское местоскопление на Средневолжском своде).
Преобладающее большинство залежей нефти в каменноугольных отложениях так же, как и в девонских, относятся к сводовому типу.
Ромашкинское месторождение нефти приурочено к крупному погребённому поднятию докембрийского фундамента, составляющему южную вершину Татарского свода и может быть рассмотрено как зона нефтенакопления почти овальной формы.
Глубина залегания кристаллических пород в наиболее повышенных частях от 1600 до 1800 м. Залегающие выше осадочные породы девонского возраста, повторяя в общих чертах формы фундамента, образуют куполовидное пологое поднятие (с углами наклона пород менее одной трети градуса), и на фоне которого выделяется ряд более мелких поднятий. (Ромашкинское, Миннибаевское, Абдрахмановское, Азнакаевское,Павловское и др.) и разделяющих их прогибов. Высота Ромашкинского поднятия по отложениям девона всего 60 м. Разрез осадочных образований место скопления начинается девонскими отложениями, которые, представлены в нижней части кварцевыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами мощностью 100-150 м. Выше залегает мощная (до 1500 м) толща в основном известняков и доломитов, охватывающая верхнедевонские и каменноугольные отложения. Среди этой толщи выделяются две сравнительно маломощные, до 50 м, пачки песчаников, глинистых сланцев, местами с залежами каменного угля. Содержится нефть и в карбонатных коллекторах.
Заканчивается разрез породами пермской системы, сложенной внизу доломитами, гипсами, ангидритами и выше красноцветными и сероцветными песчаниками, глинами; мергелями и известняками.
 
 

3. Классиф
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.