Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и 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

 
Поиск учебного материала на сайте
Поиск по названию работы
Поиск по тексту работы

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:
реферат Прикаспийская нефтегазоносная провинция

Информация:

 Тип работы: реферат. Добавлен: 26.04.2013. Год: 2013. Страниц: 23. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):

Прикаспийская нефтегазоносная провинция
Прикаспийская впадина, площадь которой более 500 тыс. км2, занимает краевое положение в пределах юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. Западная и северная границы впадины проводятся по нижне-пермскому тектоно-седиментацио ному карбонатному уступу, отделяющему ее от Волго-Уральской провинции и Приволжской моноклинали. На востоке впадина обрамлена складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар, на юго- западе - отделяется Донецко-Астраханским краевым швом от Скифской плиты. С запада и севера она ограничена областями неглубокого фундамента (3-6 км), поверхность которого к её центральной части увеличивается до глубин 15-20 км (рис.2).
Прикаспийская впадина по принятой схеме нефтегеологи-ческого районирования соответствует одноименной нефтегазоносной провинции. В историко-геологическ м аспекте она является областью длительного интенсивного прогибания и мощного осадконакопления. В центральной ее части мощность осадочного чехла превышает 20 км. Характерной особенностью разреза чехла является наличие мощной (до 5 км)соленосной толщи нижнепермского возраста, разделяющий весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формацион ые комплексы. Подсолевые отложения вскрыты в различных районах прибортовых зон Прикаспийской впадины, мощность их изменяется от 3 до 4 км в прибортовых зонах, до 10 км в ее центральной части.
Мощные толщи осадочных пород, содержащие огромные массы органического вещества, при опускании на глубину до 20-22 км, прошли через все стадии катагенеза, об-разовав большое количество углеводородов. Особенно это было свойственно подсолевому палеозойскому ком-плексу пород, составляющему примерно половину всего осадочного чехла и подвергшемуся наиболее значитель-ным и длительным погружениям. Эти геологические осо-бенности позволяют рассматривать данную краевую впа-дину, как генератор углеводородов не только для рассматриваемой, но и для значительной части юго-вос-тока Русской плиты. Подтверждением этого служит открытие по периферии впадины и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в районе Оренбурга и Астрахани, а также месторождений нефти, конденсата и газа в пределах внутренней бортовой части Прикаспия.
При общей направленности тектонических движений и по-гружению темп их менялся в пространстве и во времени, что создавало благоприятные предпосылки для широкого формирования гаммы различных фаций — от мелководных до глубоководных осадков. При этом контуры палеозойских бассейнов были значительно шире современных границ Прикаспийской впадины и включали огромные территории юго-востока Русской плиты и сопредельных герцинских гео- синклинальных зон.
Активная соляная тектоника обусловила многообразие структурных форм в надсолевых отложениях и связанных с ними ловушек нефти и газа. Однако в этих отложениях, как правило, ловушки характеризуются незначительными размерами.
В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины выделяется ряд крупных структурных элементов, которые осложнены структурами более низкого ранга: линейно-вытянутыми мегавалами, валами, куполовидными поднятиями и рифогенными постройками. Наибольшее внимание привлекает разведка нефтегазоносности подсолевых отложений. Перспективы их связаны с карбонатными отложениями палеозоя внутренних бортовых зон Прикаспийской впадины. Сложное строение подсолевых отложений,резкая изменчивость литологического состава, наличие многочисленных перерывов в осадконакоплении и недостаточная освещенность их бурением не позволяют однозначно трактовать особенности структуры и истории геологического развития Прикаспийской впадины. Именно этим объясняется существование нескольких моделей строения подсолевого комплекса.
В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины установлена региональная нефтегазоносность с преимущественной концентрацией запасов углеводородов в небольшом числе крупных месторождений в карбонатных резервуарах. Природные резервуары нефти и газа приурочены к внутренним прибортовым зонам впадины. Развитие карбонатных коллекторов различных типов зафиксировано в широком стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до артинского яруса нижней перми.
Накопление разновозрастных карбонатных толщ подсо-левого палеозоя тесно связано с историей геологическо-го развития Прикаспийской впадины, прошедшей в сред- недевонско-артинское время этап прогрессирующего формирования глубоководной котловины. Замещение мелководных карбонатных отложений на относительно глубоководные происходит с формированием седимен- тационных уступов различной амплитуды: от первых со-тен метров до 2000 м. Наблюдается определенная зако-номерность в размещении областей карбонатного осадконакопления палеошельфов и участков формиро-вания органогенных построек и приуроченность их к по-ложительным структурным элементам подстилающих бо-лее древних толщ.
Разведанные месторождения углеводородов в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины приурочены к крупным седиментационным или тектоно-седиментаци нным формам, сложенным отложениями палеозоя. Открытые на ее территории месторождения нефти и газа: Карачаганак, Жанажол, Тенгиз, Королевское и Астраханское связаны с разновозрастными отложениями карбонатных массивов. Месторождения Карачаганак и Тенгиз приурочены к внут- рибассейновым рифовым постройкам относительно не-большой площади, но значительной высоты. Жанажол и Астраханское — к шельфовым отложениям карбонатной платформы.
Рассматриваемые месторождения, обладая чертами сходства геологического строения, отличаются составом пластовых флюидов: Карачаганак — газоконденсатное с нефтяной «подушкой», Тенгиз — нефтяное, Астраханское — газоконденсатное, Жанажол — нефтяное с газоконденсатной шапкой. В настоящее время установлены закономерности распределения месторождений углеводородов различного фазового состояния в пределах Прикаспийской впадины. На восточном и юго-восточном бортах располагаются нефтегазовые и нефтяные месторождения; на остальной территории развиты и прогнозируются газоконденсатные и нефтегазоконденсатны месторождения.
Основные зоны нефтегазонакопления.
Открытые к настоящему времени в Прикаспийской впадине месторождения газа, газоконденсата и нефти располагаются практически по всему ее периметру, где широко развиты биогенные карбонатные отложения девона, карбона и нижней перми.
На основе геолого-геофизически материалов и анализа особенностей нефтегазоносности отдельных структурных элементов в пределах Прикаспийской впадины выделены основные зоны нефтегазонакопления: Уральская (Тепло- вская), Карачаганак-Кобланди ская, Кенкияк-Жанажоль- ская, Тортайская (Южно-Эмбенская), Каратон-Тенгизская, Астраханская, Комсомольско-Лободин кая и Ровенско- Мокроусовская. Размещение зон нефтегазонакопления и возраст их пород показан на рис. 3.
Уральская (Тепловская) зона нефтегазонакопления протяженностью более 100 км приурочена к северной бортовой зоне. Фундамент вскрыт на глубине 6-7 км, кровля подсолевых отложений — 3-4 км. Наиболее древними породами, вскрытыми скважинами на глубинах более 4 км, являются отложения нижнего карбона, продуктивны отложения нижней перми. В пределах этой зоны открыты несколько газоконденсатонефтян х месторождений (Западно-Тепло- вское,Тепловское, Гремячинское).
Западно-Тепловское газоконденсатонефтян е месторож-дение открыто первым, оно является типичным для северного бортового уступа Прикаспийской впадины. Нефтяная залежь приурочена к рифогенным известнякам артинского яруса и газовая часть - к доломитам кунгурского. Состав газа преимущественно метановый с высоким содержанием этана и пропана, нефть высокосмолистая, среднесернис-тая, парафинистая, плотностью 0,877 г/см3.
Карачаганак-Кобланд нская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий в северо-восточной части впадины. Протяженность зоны около 200 км, ширина — 30-50 км. Строение её по подсолевым отложениям изучено недостаточно. По данным сейсморазведки здесь прослеживается полоса выступов фундамента: Карачага- накского, Троицкого, Кобландинского и других, выделенных на глубинах 7-8 км. Карачаганакскому выступу фундамента отвечает поднятие по отложениям терригенного девона. По материалам сейсморазведки и бурения в вышезалегаю- щей толще среднего-верхнего палеозоя выделяется круп-ный рифогенный массив, сложенный породами верхнего девона - нижней перми. Он имеет асимметричное строение и характеризуется субширотным простиранием. Сводовая часть поднятия осложнена несколькими вершинами, амплитуда которых составляет 100-300 м. Внутреннее строение Карачаганакского поднятия характеризуется большой сложностью, различными литолого-фациальными типами пород, присутствием мощной рифогенной толщи и наличием глубокого предпермского размыва.
В западной части Карачаганак-Кобландинской зоны неф-тегазонакопления открыто крупное Карачаганакское неф-тегазоконденсатное месторождение. Залежь приурочена к ловушке рифогенной природы и связана с карбонатными отложениями палеозоя. Нефтегазоконденсатна залежь массивного типа имеет нефтяную оторочку.
Кенкияк-Жанажольска зона нефтегазонакопления приурочена к восточному борту Прикаспийской впадины и занимает южную часть Енбекского и северную часть Жаркомысского выступов фундамента, охватывая территорию распространения карбонатных каменноугольных отложений. Для Кенкияк- Жанажольской зоны нефтегазонакопления характерно многоярусное строение с несовпадением структурных планов по отдельным нефтегазоносным комплексам. В пределах Кенки- як-Жанажольской зоны нефтегазонакопления выявлены Кен- киякское и Кожасайское нефтяные, Жанажольское и Урихтау- ское нефтегазоконденсатн е месторождения, промышленная продуктивность которых связаны с карбонатными каменноугольными отложениями и в меньшей мере - с терригенными породами нижней перми.
Анализ строения природного резервуара верхней залежи Жаножольского месторождения свидетельствует об увеличении эффективных мощностей к своду поднятия, что подтверждает тектоно-седиментаци нную природу структур, развитых в пределах Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления в карбонатных отложениях.
Каратон-Тенгизская зона нефтегазонакопления располо-жена в южной части Прикаспийской впадины на северо-восточном побережье Каспийского моря. Она приурочена к крупной девонско-каменноугольной платформе, ослож-ненной рифогенными высокоамплитудными постройками. Докунгурский разрез палеозоя Каратон-Тенгизской зоны сложен двумя толщами: терригенной нижнепалеозойско- девонской и карбонатной верхнедевонско-нижн пермско- го (ассельского) возраста, мощность которой постепенно увеличивается с севера на юг от 2 до 3,5 км.
В пределах Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопле- ния открыты три месторождения: Тенгизское, Королевское - нефтяные и Тажигалинское газонефтяное. Наиболее крупное месторождение Тенгиз приурочено к крупному рифовому массиву изометричной формы, площадью около 400 км2. Нефть этого уникального месторождения легкая —
0, 805 г/смЗ, малосмолистая (1,3%), низкосернистая (0,79%); газ, растворенный в нефти, представлен на 70% метаном, содержит 17% сероводорода. Для Каратон-Тен- гизской зоны характерно значительное превышение плас-товых давлений над гидростатическим в 1,8-2,0 раза.
Астраханская зона газоконденсатонакопл ния приурочена к одноименному своду, выраженному по всем горизонтам подсолевого палеозоя и поверхности фундамента. Открытием Астраханского газоконденсатного месторож-дения здесь доказана продуктивность нижнебашкирских отложений. Наиболее древние породы подсолевого разреза, разведанные бурением, относятся к окскому надгоризонту визейского яруса. Они представлены органогенными известняками и реже доломитами, вскрытая мощность которых 455 м. На размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса с большим стратиграфическим перерывом залегают артинские отложения нижней перми, мощностью от 50 до 175 м. Они представлены кремнистыми аргиллитами с прослоями карбонатных пород. Мощность соленосных отложений кунгура в пределах соляных куполов достигает 3500-4000 м. В нижней части кунгурского яруса разреза присутствуют пачки терригенных и сульфатно-карбонатны пород мощностью до нескольких сотен метров.
Газоконденсатная залежь массивного типа, приуроченная к известнякам башкирского яруса, характеризуется ано-мально высоким пластовым давлением (63 МПа), пластовые температуры составляют 105-110° С. Флюидоупором залежи служат глинисто-кремнисто-карбонатные породы нижней перми, которые перекрыты соленосной толщей кунгурского яруса мощностью до 3-3,5 км.
Таким образом, рассмотренные зоны нефтегазонакопле-ния приурочены к крупным тектоно-седиментационным структурам.
Месторождения углеводородов подсолевого карбонатного комплекса Прикаспийской впадины отличаются своеоб-разным составом флюидов, содержат соизмеримые коли-чества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ. Они представляют собой газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором, а также залежи легкой нефти с высоким газовым фактором.
Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812 г/см3 до 0,825 г/см3 в его нижней части на глубинах свыше 5000 м. На месторождении Жанажол на глубинах более 2500 м плотность конденсата составляет 0,710-0,750 г/см3, четко фиксируется утяжеление конденсата с глубиной.
На месторождении Тенгиз — установлено наличие легкой нефти — 0,805 г/см3 и очень высокий газовый фактор 603 м3/т.
Содержание конденсата в газе неодинаково: на Астраханском месторождении оно составляет 417 г/см3; на Карача- ганакском 450 г/см3 в залежах нижней перми и более 1000 г/см3 в отложениях нижнего карбона; для верхней залежи месторождения Жанажол характерны значения до 500 г/см3; в нижней залежи легкая нефть, плотностью
0, 817 г/см3. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северо-восточных частях впадины составляет 6-10%, юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится на северо-востоке впадины — 4-5%, на востоке — до 6%. максимальное содержание отмечено на юго-востоке до 20% и юго-западе — свыше 23%. Нефти подсолевого комплекса независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам, плотность нефти меняется в пределах 0,805-0,840 г/см3.
Таким образом, высокие перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской впадины обусловлены рядом факторов, среди которых надо выделить:
1 наличие в разрезе мощных нефтегазоматеринских пород, характеризующихся в бортовых зонах высокой скоростью осадконакопления и обеспечивающих высокий генерационный потенциал;
2 пространственное совпадение выявленных зон нефте-газонакопления с очагами генерации углеводородов;
3 развитие высокоамплитудных и крупных по площади тек- тоно-седиментационных структур древнего заложения;
4 наличие мощного соленосного экрана кунгурского возраста, который является региональной покрышкой;
5 присутствие во внутренних бортовых зонах разновоз-растных карбонатных отложений с широким развитием в них рифовых фаций;
6 сохранение высокоемких карбонатных коллекторов в условиях больших глубин за счет развития рифогенных фаций;
7 создание аномально-высоких пластовых давлений;
8 неоднократные инверсионные движения на различных этапах развития Прикаспийской впадины, которые способствовали выделению, растворенных в пластовых водах газов в свободную фазу;
9 возможная миграция жидких и газообразных УВ из центральных областей Прикаспийской впадины к ее бортовым зонам.
В заключение следует подчеркнуть, что наиболее важной особенностью зон нефтегазонакопления подсолевых отложений Прикаспийской впадины является многоярусное строение и автономность структурных планов карбонатных и терригенных комплексов. Это позволяет прогнозировать развитие в подсолевых толщах широкого спектра ловушек антиклинального и неантиклинального типа.
Активная соляная тектоника обусловила многообразие структурных форм в подсолевых отложениях Прикаспий-ской впадины и повлияла на размещение залежей нефти и газа. Для подсолевого комплекса характерно многообразие типов ловушек, на окраинах карбонатных палеошельфов широко развиты неструктурные ловушки, связанные с биогермами и рифами. Особенности геологического строения этого региона обусловили различие состава углеводородных флюидов, развитие сложных типов коллекторов и наличие аномальных пластовых давлений.
В IV разделе «Собственно Атласа» приведена характеристика типов и свойств карбонатных коллекторов по 5 крупнейшим месторождениям нефти и газа: Карачаганак, Жа- нажол,Тенгиз, Королевское и Астраханское.
Нефтегазоконденсатн е месторождение Карачаганак
Нефтегазоконденсатн е месторождение Карачаганак рас-положено в пределах Карачаганак-Кобланд нской зоны нефтегазонакопления Прикаспийской впадины. Карачага- накской структуре соответствует выступ фундамента, амплитуда которого достигает 700 м; согласно сейсмическим данным кристаллическое основание перекрыто терриген-ной толщей девона. Выше по разрезу залегают карбонатные отложения позднедевонско-раннеп рмского возраста, общей толщиной до 2200 м. Мощность этих отложений вне поднятия уменьшается до 600 м. Карбонатные отложения перекрываются карбонатно-сульфатн й толщей переменной мощности от 7 до 300 м, экраном является соль.
Нефтегазоконденсатн е месторождение Карачаганак при-урочено к крупному рифовому массиву субширотного простирания. Современная амплитуда поднятия в сводовой части по кровле подсолевых отложений достигает 1600 м. Над сводом мощность соленосных отложений уменьшается до 60 м. Продуктивная толща подсолевого комплекса вскрыта большим числом скважин на глубинах от 3750 до 5500м. Нефтегазоконденсатна залежь приурочена к палеозой-ским отложениям. Скважинами в пределах месторождения вскрыты карбонатные отложения верхнего девона (фамен- ский ярус), турнейского, визейского и серпуховского ярусов нижнего карбона, на отдельных участках установлено наличие башкирского яруса; нижняя пермь представлена ассель- ским, сакмарским и артинским ярусами. Нижнепермские от-ложения со стратиграфическим несогласием перекрывают разновозрастные карбонатные породы нижне- и среднекаменноугольног возраста. Максимальная вскрытая толща карбона составляет более 660 м (скв.9). В основании ас- сельского яруса на границе нижнепермских и каменноугольных толщ прослеживается выдержанный прослой темно-серых, местами черных, глинистых известняков.
В пределах рифового массива установлено значительное колебание толщин отложений: ассельского яруса от нескольких метров до сотен метров; сакмарского — в пределах первых десятков метров; артинского от десяти до первых сотен метров. Столь значительная невыдержанность отложений связана с условиями накопления разнофациальных отложений: рифовых, межрифовых, склоновых, шлейфовых. Суммарная мощность отложений нижней перми от 17 м (скв. 19) до 725 м (скв.23), карбона от 41 м (скв.5) до 600 м (скв.9).
В целом продуктивная толща представлена карбонатными породами, чистыми оттерригенных примесей, преобладают, в основном, органогенные разности биоморфных, биогерм- ных, органогенно-детритовы пород. Подчиненное развитие имеют биохемогенные и органогенно-обломочные разности. Характерна сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и кавернозности. Преобладающее развитие имеют известняки пористые, плотные, массивные, нерав-номерно кавернозные и трещиноватые, в различной степени доломитизированные, реже доломиты.
Продуктивные отложения палеозоя сильно изменены пост- седиментационными процессами, направленность и интенсивность проявления которых обусловлена литогенетическими типами пород, погружением на глубину. Отложения карбона по сравнению с пермскими более перекристалли- зованы и доломитизированы, вплоть до полного уничтожения первичной структуры. Значительное проявление процессов растворения и выщелачивания привело к формированию крупных пористо-кавернозных зон, мощностью от 10 до 20 м.
На месторождении Карачаганак карбонатные породы отличаются значительной изменчивостью оценочных параметров. Пористость открытая изменяется от 8,7 до 23,8%, проницаемость при этом соответственно колеблется от 1 до 500 мД, реже более (табл. 3). Остаточная водонасыщен- ность незначительна, но влияние ее на снижение эффективных параметров емкости и проницаемости неодинаково: при высокой проницаемости содержание связанной воды не превышает 10%. Она приурочена к порам радиусом менее 0,1 мкм. В низкопористых разностях с проницаемостью 1 -
1 0 мД количество ее возрастает до 20-25% и она значительно снижает эффективную проницаемость. Величины полезной ёмкости и проницаемости по трем направлениям приведены в табл.3.
Важным вопросом, возникающим в процессе исследования условий формирования высокоемких коллекторов в рифовом массиве, является установление причин сохранения высокой пористости и благоприятной структуры пор в породах при их погружении. Направленность изменения пористости с увеличением глубины от 3500 до 5300 м в породах различной фациальной принадлежности отражена на рисунке 38. Выделены фациальные зоны: биогермной постройки, склоновые, межрифовые лагуны и шлейфовые. Из приведенного графика очевидно, что снижения пористости с ростом глубины не наблюдается, следовательно, фактор гравитационного уплотнения не является решающим.
В продуктивных отложениях месторождения Карачаганак существенное значение приобретает каверново-поровый тип коллектора, развитый преимущественно в биоморфных и биогермных известняках (Атлас, обр.6305, 6193). Широко развитые процессы доломитизации и растворения привели к формированию крупных пористо-проницаемых линзовидных зон, в которых в результате унаследованного выщелачивания развилась кавернозность. Одновременно значительное распространение имеют мелкие каверны в поровом типе коллектора и породы отличаются сложным строением пустот (Атлас, обр. 571 1, 5314, 5695). Преобладание пор, каверн или трещин создает многообразие типов коллекторов развитых в карбонатном рифовом массиве.
Интенсивные вторичные изменения пород, такие, как анги- дритизация и окремнение, снижают фильтрационно-емкостные параметры, одновременно ухудшают пластические свойства, что способствует развитию трещин. Трещины развиты в пористо-проницаемых и плотных разностях пород, но роль их в обеспечении емкостных и фильтрационных свойств неодинакова. Основное значение трещин заключается в повышении фильтрационной способности пластов. Наличие их обеспечивает сообщаемость продуктивных пластов в природном резервуаре и усиливает анизотропию проницаемости даже в пористо-проницаемых слоях.
В карбонатной толще преобладают трещины горизонталь-ной и наклонной ориентировки, в подчиненном количестве проявляются вертикальные трещины, количество их увеличивается в карбоне. Морфология трещин зависит от вещественного состава пород, генезиса, текстурно-структурны особенностей, минерального состава вторичных заполнений: сульфатизации, кальцитизации и окремнения. Насыщение пород люминофором позволяет выявить многообразие и изменчивость строения пустотного пространства и более достоверно оценить роль трещин в формировании коллекторов (рис. 39, а,в,с,с1).
В биогермных разностях развиты преимущественно хаотически ориентированные, извилистые трещины (рис. 39 а). Наиболее сложно выявление наклонных трещин, которые в образце не влияют на проницаемость, поскольку не секут грань кубика полностью. Различная система взаимосвязанных наклонных трещин видна на рис. 39 Ь,с. Доломитизи- рованный известняк характеризуется сложной системой извилистых трещин, которая обуславливает анизотропию проницаемости. Пористо-проницаемые разности в скв. 16 отличаются высокой интенсивностью развития трещин (рис. 39 с). В ангидритах и глинистых известняках преобладают слабоизвилистые горизонтальные трещины. По про-тяженности выделяются трещины длинные (3-5 см), сред-ние (1-3 см) и короткие (до 1 см). Типичные примеры коллекторов трещинного типа можно видеть в Атласе (обр. 4229, 4273).
Трещиноватость каменноугольных карбонатных отложений столь же высока, как в пермских: ориентировка и раскры- тость трещин сохраняется на глубинах свыше 5 км, характерно возрастание числа вертикальных трещин. Несмотря на значительную изменчивость геометрии трещин по отдельным образцам, выявляется общая тенденция их ориентировки, раскрытости и густоты в выделенных интервалах продуктивных отложений. Закономерного уменьшения рас- крытости трещин с глубиной не наблюдается. Диапазон ее изменения составляет 10-60 мкм, единичные значения достигают 140 мкм и более в разностях, подвергшихся выщелачиванию. Поверхностная плотность трещин варьирует от 0,5 до 3,5 см/см2. Емкость трещин по отдельным образцам изменяется от 0,5 до 2,8% за счет образования каверн вдоль трещин она возрастает до 5,7, реже 6,8% (табл. 4).
Наилучшими коллекторскими свойствами обладают породы- коллекторы рифовой постройки ранне-пермского возраста, вскрытые скв. 23, 2 и 10 на глубинах 3930 - 3970 м, а также отложения склоновой фации и биогермной постройки раннекаменноугольного возраста, пройденные скв. 9 и 16 на глубинах 4750 - 4850 м. Для них характерны значения пористости
13,6 - 23.8 % и проницаемости от 100 до 500 мД.
Анализ изменения фильтрационно-емкостн х параметров и фациальных условий осадконакопления подсолевых карбонатных отложений месторождения Карачаганак позволяет сделать вывод о преобладающей роли седиментационных процессов в формировании и сохранении полезной емкости. Неодинаковая гидродинамическая активность седиментации в пределах биогермной постройки предопределяет неоднородное строение порового пространства пород, а различная интенсивность катагенетических преобразований обусловливает формирование поровых коллекторов различных классов. Породы биогермной постройки, склоновых фаций и межрифовых лагун накапливаются преимущественно в благоприятных условиях и представляют собой в основном коллекторы порового типа, а шлейфовые и лагунные отложения практически не являются коллекторами, либо приобретают фильтрационные свойства после развития в них трещиноватости.
Типичным примером развития каверн в пористо-проницаемой матрице являются образцы (Атлас, 5695, 6305). Сложное строение пустот присуще породам с одновременным развитием пор и трещин (Атлас, обр 6317, 6284, 6285,
5292) , где подчас трудно определить тип коллектора: тре- щинно-порового или порово-трещинного. При развитии мелких каверн или кавернозных участков пустотное пространство карбонатных пород усложняется (Атлас, обр 6294,
5293) . Редким примером пород, отлагающихся в условиях рифовой отмели (бар), является исследование органогеннообломочного известняка (Атлас, обр 6193), где в породе практически отсутствует цемент и она состоит из хорошо окатанных крупных обломков.
Принципиальная модель размещения коллекторов различных типов (рис 40) отражает неоднородное соотношение пористо-проницаемых и плотных пластов в скважинах, вскрывших различные фациальные зоны рифового массива. Пространственное размещение коллекторов имеет сложный «линзовидный характер» и отражает влияние седимен- тационного облика пород, несмотря на существенные вторичные изменения. Сохранение признаков первично благоприятной структуры наблюдается в породах даже на глубинах5 км и более. К числу главных факторов, определяющих формирование высокоемких коллекторов на место-рождении Карачаганак и сохранение их при погружении, можно отнести рифогенную природу отложений, интенсив-ное унаследованное выщелачивание и значительное раз-витие трещиноватости, обеспечивающей возможность движения углеводородных флюидов в резервуаре.
Нефтегазоконденсатн е месторождение Жанажол
Месторождение Жанажол, расположенное в восточной ча-сти прибортовой зоны Прикаспийской впадины, находится в пределах Жанажол-Кенкиякской зоны нефтегазонакопле- ния. Оно приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке размером 17x6 км и амплитудой 400 м. В разрезе месторождения выделяются две карбонатные толщи: верхняя продуктивная толща (KT-I) — стратиграфически приурочена к отложениям касимовского яруса верхнего карбона - верхней части московского яруса среднего карбона; нижняя (KT-II) — объединяет средне-нижнекаменноу ольные отложения. Этаж продуктивности месторождения более 300 м. Продуктивные карбонатные отложения KT-I на северном куполе перекрываются ангидритовой пачкой верхней части касимовского яруса верхнего карбона. В пределах южного купола ангидритовая толща отсутствует и залежь перекрыто песчано-глинистыми породами раннепермского возраста. Отложения карбона отлагались в условиях мелководного шельфа.
В подсолевых карбонатных отложениях установлено нали-чие двух самостоятельных залежей. Залежь, заключенная в КТ-1, нефтегазоконденсатна , пластово-массивная. Общая высота залежи составляет 290 м, на ее газовую часть приходится 200м, на нефтяную — 90 м.
С нижней карбонатной толщей (KT-II) связана нефтяная залежь массивно-пластового типа. Вещественный состав,тек- стурно-структурные особенности и интенсивность вторичных изменений карбонатных пород существенно различны для верхней и нижней продуктивных толщ.
Верхняя карбонатная толща сложена известняками и доломитами. Известняки светлые с желтоватым или коричневатым оттенком и серые, нередко перекристаллизованные. Известняки подразделяются на органогенные и биохемо- генные, микрозернистые и разнозернистые, криптогенные и обломочные. Среди органогенных известняков (KT-I) различаются биоморфные, биоморфно-детритовые комковатые, сгустково-органоген ые и полидетритовые разности. Био- морфные известняки представлены водорослево-фузулин - довыми и фораминиферовыми разностями: содержание ми- крозернистого кальцита колеблется от 1 до 25%. Биоморфно-детритовые известняки часто перекристалли- зованы, очень слабо доломитизированы, отмечаются трещины и стилолитовые швы, выполненные черным глинистобитуминозным материалом.
Доломиты широко распространены в разрезе карбонатной толщи месторождения Жанажол, установлено наличие тонко-мелкозернистых и мелко-среднезернист х разно-стей, они имеют метасоматическое происхождение. Заме-щение отмечается в органогенных и биохемогенных разностях известняков. Максимально доломитизация проявилась в сгустковых и биоморфно-детритовых известняках.
Нижняя карбонатная толща (KT-II) сложена известняками органогенно-обломочны и, органогенно-детритов ми, би- оморфными и биоморфно-детритовым , и в отличие от верхней толщи редко — доломитами. Биоморфные извест-няки представлены водорослевыми, реже фораминиферо- во-водорослевыми разностями; отмечается наличие ооли-товых известняков.
Продуктивные карбонатные толщи подсолевых отложений месторождения Жанажол представлены широким набором различных литогенетических типов пород. Разнонаправленные постседиментационные процессы обусловили формирование в них неоднородного и сложного пустотного пространства.
Сравнение верхней и нижней карбонатной толщи выявля-ет существенные отличия в направленности и интенсивности проявления вторичных процессов, за счет чего в этих толщах преимущественно наблюдаются различные типы пустот.
В продуктивных отложениях KT-I главная роль в формировании пустот принадлежит процессам растворения и выщелачивания, происходивших неоднократно, а процессы минерального заполнения — кальцитизация, окремнение проявилось незначительно.
В продуктивных отложениях KT-II главное, неблагоприятное воздействие на формирование пустотного пространства оказал процесс кальцитизации, который протекал наиболее интенсивно и почти повсеместно.
Процессы перекристаллизации и доломитизации сыграли заметную роль в формировании пустотного пространства в верхней карбонатной толще, где присутствуют также первично более плотные известняки. Неоднородная масса по структуре и составу порода подверглась селективному выщелачиванию с образованием крупных пор или каверн. Ка- вернозность развивалась унаследовано по первично благоприятной структуре порового пространства за счет растворения и увеличения размеров пор (Атлас, обр.4585). В доломитах, а также в перекристаллизованных и доломити- зированных известняках вновь образованные поры и каверны выщелачивания большей частью формируются в плотных измененных участках. В наиболее плотных разностях растворение и выщелачивание обусловлены трещино-ватостью, вдоль полостей трещин развиваются каверны.
Для Жанажольского месторождения характерно протекание процессов выщелачивания, главным образом в субгоризон- тальном направлении, что проявляется в форме каверн, отличающихся удлиненными щелевидными очертаниями, наличии ориентированных полос пор и каверн, анизотропии проницаемости по направлениям. Интенсивное растворение и вынос материала в отложениях касимовского яруса способствовали формированию коллекторов порового и кавер- ново-порового типов с высокими фильтрационно-емкостн ми свойствами (Атлас, обр 4555, 4580, 4558, табл. 5).
В отложениях KT-I преобладает горизонтальная ориентировка большинства трещин, длинных прямолинейных, иногда кулисообразных; это приводит к увеличению проницаемости на один-два порядка Морфология трещин существенно различна, столь же непостоянны качественная и количественная характеристика трещиноватости. Это четко выявляется при насыщении пород люминофором (рис. 41 a,b,c,C, табл.6).
Для низкопористых мелко-комковатых известняков характерна интенсивная трещиноватость. Преобладают трещины горизонтальной ориентировки, длинные (до 5 см) слабоизвилистые, кулисообразные. Среднее значение их поверхностной плотности высокое — 1,69 см/см2; раскры-тости — 19,5 мкм, хотя иногда раскрытость возрастает до 50 мкм. Емкость трещин — 3,1 %. Эти породы представляют типичный трещинный тип коллектора (рис. 41 а,в). Интенсивность развития трещиноватости уменьшается в пористых доломитах. Величина поверхностной плотности трещин снижается до 0,75 см/см2. Трещины более короткие, но за счет выщелачивания трещин увеличивается среднее значение раскрытости до 89 мкм. Тонкие открытые трещины со-единяют каверны и служат путями основной фильтрации. Нередко в породах наблюдается одновременное развитие трещин различной ориентировки (рис. 41 с), которые определяют проницаемость до 29,2 мД. Наряду с горизонтально ориентированными трещинами увеличивается число наклонных и субвертикальных, создается анизотропия проницаемости. Величины поверхностной плотности трещин также невысоки и колеблются в пределах 0,22-0,76 см/см2, а раскрытость трещин значительна и составляет 50-173 мкм. Ширина каверн 5-8 мм, длина 30-40 мм. Незначительная поверхностная плотность трещин связана с интенсивным растворением полостей трещин и развитием каверн выщелачивания вдоль них. Собственно трещины сохранились только как каналы, соединяющие пористые зоны (рис.41 с).
В разрезе продуктивной толщи месторождения Жанажол присутствуют типично поровые коллекторы высоких классов с проницаемостью в 10-100 м (табл. 5). В таких коллекторах минимальные значения пористости не ниже 7,5%, нижний предел проницаемости составляет 1 мД. Остаточная водо- насыщенность — 15% и достигает 39% в низкопроницаемых. За счет интенсивного развития кавернозности эти породы характеризуются более высокой пористостью от 16 до 25% и проницаемостью 500-1000 мД и более; содержание остаточной воды незначительно - 7-10%. В коллекторах каверно- во-порового типа дополнительная емкость каверн составляет в среднем 2,5 % (Атлас, обр. 4580).
На формирование различных типов коллекторов место-рождения Жанажол оказало влияние несколько факторов: накопление осадков в условиях открытого шельфа, существование неустойчивого тектонического режима, неоднократный подъем отложений на поверхность, неодинаковая направленность постседиментационных процессов. Всё это проявилось в одновременном наличие в разрезе пористопроницаемых пластов, маломощных низкоемких плотных и трещиноватых прослоев. Характерна значительная изменчивость эффективных толщин пластов-коллекторов, широкий диапазон изменения пористости и проницаемости, повсеместное развитие трещин и каверн различного генезиса. Перечисленные особенности способствовали созданию неоднородного пустотного пространства и обеспечили практически наличие коллекторов всех типов, но долевое содержание их в KT-I и KT-II неодинаково (табл. 5,6).
Коллекторы порового типа преобладают в KT-1, нижний предел пористости их равен 6,5%. Наблюдается постепен-ное возрастание предельных значений пористости до 22%, и увеличение проницаемости от 1 до 500 мД и более (Атлас, обр. 4558). Содержание остаточной воды в поровых коллекторах закономерно снижается с 38% до 10% по мере улучшения фильтрационных свойств коллекторов. Коллекторы порового типа образуют пласты толщиной от 10 до 40 м. В типичных коллекторах порового типа очень часто наблюдается мелкая кавернозность (Атлас, обр. 4555).
Каверново-поровый тип коллектора представлен биоморф- ными известняками. За счет интенсивно развитой унаследованной кавернозности пористые разности известняков отличаются более высокими значениями проницаемости и эффективной пористости, содержание воды незначительно менее 10%. В каверноео-поровом типе коллектора дополнительная емкость каверн составляет в среднем 2,5%. Нижний предел пористости в каверново-поровом коллекторе равен 18%, проницаемости 500 мД (Атлас, обр. 4170, 4585).
Коллекторы трещинного типа встречены в различных ин-тервалах продуктивной толщи. Ёмкость собственно трещин достигает 1,5-3,1 % (Атлас, обр. 4609, 4629). Сильно трещиноватые разности представляют относительно мощные интервалы, развитые в нижней части продуктивного разреза скв. 19. Толщина плотных разностей трещиноватых известняков составляют 2-3 м, реже до 50 м. Интенсивное развитие кавернозности и трещиноватости в плотных доломитах приводит к образованию каверново-трещинного типа коллектора, емкость которого за счет каверн возрастает до
4,5- 8%. В породах с очень плотной матрицей развиты крупные изолированные каверны и пористые участки, за счет этого пустотное пространство коллекторов приобретает сложное строение.
Закономерности пространственного размещения карбо-натных коллекторов различных типов показаны на модели природного резервуара (рис 42). Отложения мелководного шельфа, характерные для верхней карбонатной толщи месторождения Жанажол, обладают выдержанным харак-тером распространения коллекторов порового типа в пре-делах резервуара, одинаковой направленностью постсе- диментационных преобразований пород. Небольшие глубины погружения и особенности тектонического режи-ма обеспечили интенсивное выщелачивание пород и об-разование высокоемких коллекторов каверново-порового и порового типов. Последующие тектонические процессы способствовали развитию микротрещиноватости и обра-зованию сложных — каверново-трещинных и трещинных коллекторов. Существенная разница между каверново-по- ровым и каверново-трещинным типами определяется генезисом пустот: вторичная пустотность развивается в изначально пористо-проницаемых средах, либо в плотных, после образования в пластах трещиноватости.
Нефтяное месторождение Тенгиз
Тенгизское месторождение, открытое в пределах Каратон- Тенгизской зоны поднятий, является уникальным нефтяным месторождением, оно находится во внутренней приборто- вой зоне Прикаспийской впадины. Месторождение Тенгиз приурочено к высокоамплитудной органогенной постройке, расположенной на верхнедевонском карбонатном цоколе (рис.3).
Структура Тенгиз по кровле подсолевых отложений имеет размеры 23x17 км, амплитуда поднятия — 1000 м. В стро-ении месторождения принимают участие подсолевые ни-жнепермские (артинские), среднекаменноугольные (баш-кирские), нижнекаменноугольные и верхнедевонские отложения. Вся толща представлена карбонатными поро-дами, общая мощность которых в сводовой части структуры по данным сейсморазведки достигает 3500 м.
Нижнюю часть карбонатного разреза слагают шельфовые слоистые известняки верхнего девона, образующие единое сравнительно пологое основание в пределах Тенгизской и Королевской структур. Мощность отложений верхнего девона составляет около 2000 м, скважинами вскрыта лишь верхняя часть этой толщи на периферии структуры. Нижнесреднекаменноуго ьные карбонатные породы формируют ярко выраженную органогенную постройку. Их мощность в сводовой части Тенгизского поднятия достигает 1500 м. Верхнюю часть карбонатной толщи (35-100 м) слагают известняки нижнебашкирского возраста, на которых с резким стратиграфическим несогласием залегают маломощные терригенно-карбонатные образования артинского яруса. Мощность последних в сводовой структуре колеблется от
10 до 100 м. В продуктивных отложениях месторождения Тенгиз интенсивное развитие кавернозности и трещиноватости обеспечивает высокие емкостные и фильтрационные свойства пород и развитие сложных типов коллекторов. Емкостное пространство представлено неодинаковым соотношением вторичных пор, каверн и трещин различного размера и генезиса.
Выделяются коллектора трех основных типов: трещинного (емкость менее 3%), порово-каверново-тре инного с пористостью от 3 до 7%, порового — свыше 7%. Коллекторы различного типа неравномерно распределены по месторождению, но в целом образуют гидродинамически единый природный резервуар. Залежь массивного типа, характеризуется развитием АВПД (81-93 МПа). Дебиты нефти, как правило, превышают 100 куб.м/сут., BHK не установлен. Экраном для залежи служат артинские глинисто-карбонатны и кунгурские сульфатно-галогенные породы.
В настоящее время нет однозначного представления о геологическом строении и литофациальных особенностях под- солевых продуктивных отложений месторождения Тенгиз. Ряд исследователей связывают структуру с антиклинальной складкой, не нарушенной разломами. Другие высказывают мнение о тектоно-седиментацио ной модели месторождения Тенгиз. Некоторые исследователи отождествляют Тенгиз с палеоатоллом.
На месторождении Тенгиз продуктивны отложения нижнего и среднего карбона, вскрытые на глубинах 3900-5000 м.
Они отличаются неоднородностью вещественного состава, частым чередованием прослоев известняков с различными текстурно-структурн ми особенностями, сильной расслан- цованностью керна на тонкие (1-2 мм) пластинки. В толще преобладают органогенные известняки, которые в пределах нижнебашкирского и серпуховского ярусов имеют биогерм- ный характер. Среди них выделены биоморфные, изобилующие остатками водорослей, органогенно-детритовы , сгуст- ковые и в меньшем количестве органогенно-обломочн е разности. В разрезах отдельных скважин широко развиты органогенно-обломочны и доломитовые известняки. Отмечаются прослои микрозернистых известняков. Продуктивные отложения, изученные по различным скважинам, характеризуются широким диапазоном изменения пористости и проницаемости (табл. 7,8). Нижний предел коллекторов порово- го типа — 6% при проницаемости 0,1 мД. Мощность прослоев поровых коллекторов по скважинам существенно различна, что видно на представленной ниже модели (рис.44). Проницаемость колеблется от 10 мД до 320 мД, реже в отдельных кавернозно-пористых разностях она равна 540 мД и более (табл. 7). Иногда даже в пористых известняках отмечается увеличение проницаемости в горизонтальном направлении, что связано с расширением пор до мелких каверн (Атлас. Обр. 7433). Количество остаточной воды изменяется от 10,2% до 25%. В породах с большим содержанием черного органического вещества содержание остаточной воды снижается до 6-9%.
Породы сильно изменены постседиментационными преоб-разованиями: перекристаллизация и кальцитизация оказали наибольшее влияние, характерно распространение новообразований кальцита в виде мелких щеточек по стенкам пор и каверн. Повсеместное развитие имеют процессы растворения и выноса материала; выщелачивание способствовало формированию мелких вторичных пустот (0,06 до 3-5, реже до 10 мм).
Кавернозность отмечается по всему разрезу, но интенсивность проявления ее различна. Каверны имеют различный генезис: одни — «унаследованные», развиты в пористо-проницаемых разностях(Атлас, обр 7433, 6127, 7435), другие
— «вновь образованные» в породах с плотной матрицей (Атлас, обр. 7793, 7435). Существенные различия каверн заключаются в неодинаковом влиянии их на фильтрационные свойства пород и в объёме углеводородов, которые в них содержатся.
Характерно, что продуктивные отложения содержат в большом количестве сильно обуглероженное, черное органическое вещество, которое частично заполняет первичные пустоты, располагается между кристаллами кальцита на участках перекристаллизации. Оно значительно уменьшило эффективное поровое пространство, однако в настоящее время это черное органическое вещество является минеральной частью пород и не оказывает никакого влияния на характеристики порового пространства коллекторов.
Основная часть породы сложена тонкозернистым кальцитом неправильной изометричной формы. Размер кристаллов от 3 до 10 мкм, нередко зерна кристаллов собраны в агрегаты. Порода характеризуется микронеоднородностью много плотных участков перекристаллизованного кальцита. В породе присут-ствуют отдельные крупные поры 50-300 мкм, очертания их сложные, они плохо сообщаются друг с другом. Большинство пор инкрустировано крупными кристаллами доломита.
При исследовании геометрии порового пространства выделены тонко и крупнопористые разности, которые отличаются широким диапазоном пор от 0,025 до 50 мкм. В тонкопористых породах радиусы фильтрующих пор изменяются в пределах 0,625-5 мкм; в крупнопористых разностях средние размеры пор, определяющих фильтрацию, больше 2,5
10 мкм. Содержание микропор радиусом менее 0,1 мкм соответствующее остаточной воде, сравнительно невелико
6, 8-15,9%. Геометрия порового пространства — сложная.
В разрезе продуктивных отложений установлена интенсивная повсеместная трещиноватость пород, причем наибольшее распространение имеют горизонтальные и наклонные трещины. Морфология трещин и изменчивость параметров показана на фотографиях образцов, насыщенных люминофором (рис. 43 a,b,c,d, табл. 8). Тонкие секущие трещины обеспечивают резкую анизотропию фильтрационных свойств (рис. 43а); взаимосвязанные тонкие тре
и т.д.................

Скачать работу


Скачать работу с онлайн повышением оригинальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.
© 2009...2024
WEBKURSOVIK.RU – ЭФФЕКТИВНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТУ
webkursovik@yandex.ru