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 Неогеновые нефтегазоносные комплексы о.Сахалин

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 14.09.2012. Сдан: 2011. Страниц: 17. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Министерство  образования и науки Российской Федерации 
Федеральное агентство по образованию 
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 
Прикладной  геологии 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа
Неогеновые  нефтегазоносные комплексы о.Сахалин 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил  студент группы НБ-09-2 Данилюк Н.М.
            Проверил руководитель  Рапацкая  Л.А\ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Иркутск 2010.
 

4. Неогеновые нефтегазоносные  комплексы о. Сахалин

     История поисков нефти и газа на шельфе Северного Сахалина насчитывает  около 100 лет. До середины 70-х гг. нефтегазопоисковые работы концентрировались на суше Северного Сахалина. Всего на острове и прилегающем шельфе открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых, 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к крупным, 8 – к средним и 56 – к мелким.
     Интенсивные сейсморазведочные работы начаты на шельфе в 1977 г. и эту дату условно  можно считать началом промышленного  освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе к середине 90-х гг. пробурено 55 глубоких скважин и открыто 7 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд. т условного топлива (в пересчете на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме УВ ~ 500 млн. т условного топлива. Все крупные, а также средние по запасам месторождения выявлены в пределах Северо-Сахалинского прогиба. Небольшие по запасам месторождения выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина .
     Основные  нефтегазоносные и перспективные комплексы связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются семь структурно-стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нижненутовский), нижнемиоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).
     Структурно-стратиграфические  комплексы, которые окончательно оформились в конце плиоцена, отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско-дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций и широким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности.  
 
 

РИС. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
 
1 – береговая линия; 2 – выходы  фундамента на поверхность; 3 –  региональные разрывы; 4 – глубина  залегания фундамента, км; 5 – зоны  или группы зон нефтегазонакопления  с доказанной нефтегазоносностью: I – Лангрыйская, II – Астрахановская, III – Гыргыланьи-Глухарская, IV – Волчинско-Сабинская, V – Эспенбергская, VI – Охино-Эхабинская, VII – Одоптинская, VIII – Паромайская, IX – Чайвинская, Х – Восточно-Дагинская, XI – Ныйская, XII – Конгинская; 6-9 – месторождения нефти и газа по величине геологических запасов, млн. т условного топлива: 6 – крупные (> 100): 12 – Одопту-море, 13 – Пильтун-Астохское, 14 – Аркутун-Дагинское, 15 – Чайво, 22 – Лунское, 23 – Киринское; 7 – относительно крупные (10-100): 1 – Колен-до, 2 – Оха, 3 – Эхаби, 4 – Восточное Эхаби, 5 – Тунгор, 6 – Волчинка, 7 – Западное Сабо, 8 – Сабо, 9 – Кыдыланьи, 10 – Мухто, 11 – Паромай, 16 – Усть-Эвай, 17 – им. Р.С. Мирзоева, 18 – Монги, 19 – Уйглекуты, 20 – Катангли, 21 – Набиль, 24 – Окружное; 8 – мелкие (1-10); 9 – очень мелкие (< 1); 10-14 – типы месторождений по фазовому составу: 10 – нефтяные, 11 – газонефтяные, 12 – нефтегазовые, 13 – газовые, 14 – газоконденсатные
 

     Формирование  комплексов проходило на различных  стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна.
     Большинство месторождений, перспективных ловушек  и зон нефтегазонакопления относятся  к структурному типу, обычно приурочены к антиклинальным складкам различного генезиса и часто связаны с региональными зонами тектонических нарушений: взбросонадвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологические ловушки, связанные с зоной замещения песчаных пластов нижненутовского подгоризонта на глинистые, содержат залежи нефти и газа Одоптинской зоны нефтегазонакопления. Ловушки этого типа выявлены в окобыкайско-нижненутовом комплексе на западном крыле Одоптинской антиклинальной и северной переклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.
     Для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно  отнести к началу среднего миоцена  – периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.
     Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются  во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них  выделяются несколько типов природных  резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1:4-2-3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.
     Резервуары  массивного типа с трещинным и трещинно-поровым коллекторами предполагаются на северо-восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и пильском глинисто-кремнистом комплексе. К резервуару массивного типа в трещиноватой толще силицитов приурочена нефтяная залежь на месторождении Окружное.
     Наименее  распространен линзовидный тип  резервуара. На Сахалине с ним связано  несколько мелких залежей. На шельфе выявлен ряд ловушек, предположительно тяготеющих к линзам песчано-алевритов  в нутовской толще Восточно-Одоптинской  зоны.
     Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа приходится на глубину, не превышающую 3 км .
     Распределение ресурсов УВ по глубине залегания  определяется закономерностями изменения  экранирующих и коллекторских свойств  пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0-3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0-5,5 км, но зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0-3,5 км [4]. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.
     Для шельфа характерна низкая доля площади  и соответственно ресурсов мелководной  части с глубиной моря до 50 м.
     Распределение ресурсов по площади шельфа отражает закономерность, свойственную и другим нефтегазоносным регионам: концентрацию ресурсов в районах и зонах, отличающихся оптимальным сочетанием благоприятных условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Они выделяются большой мощностью (максимальная – 10-14 км) осадочного чехла преимущественно кайнозойского возраста. В разрезе присутствуют мощные толщи морских глинистых и глинисто-кремнистых нефтематеринских пород с высокой степенью зрелости ОВ и высоким нефтегазогенерационным потенциалом. Количество эмигрировавших УВ, суммированное по всему разрезу, достигает 15-25 млн. т (в пересчете на нефтяной эквивалент) на 1 км2.
     В последние годы существенно изменилась оценка нефтегазового потенциала сахалинского шельфа вследствие проведения более  детальных геофизических исследований, переинтерпретации геологического разреза по материалам геофизических работ и уточнения условий и эффективности процессов нефтегазонакопления в ловушках шельфа. В результате выявлены новые группы ловушек в отложениях нижненутовского и дагинского комплексов (традиционное направление нефтегазопоисковых работ), выделены новые перспективные направления нефтепоисковых работ, что позволило повысить почти в 2 раза оценку ресурсов шельфа Северного Сахалина.
     В соответствии с результатами проведенных  нефтегазопоисковых исследований, распределением перспективных и прогнозных ресурсов УВ, характеристиками выявленных и предполагаемых ловушек нефти и газа на шельфе выделяются несколько направлений нефтегазопоисковых работ, с которыми можно связывать основные перспективы прироста ресурсной базы.
     В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются  ловушки в верхнемезозойском  комплексе фундамента с кавернозно-трещинным  типом коллектора, связанные с  массивами серпентинитов (Толкачев М.В. и др., 1998). Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге), эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции УВ.
     На  возможную нефтегазоносность трещинного коллектора, приуроченного к зоне распространения серпентинитов фундамента Восточно-Одоптинской зоны, указывали А.А. Терещенков (1996), Э.Г. Коблов и В.В. Харахинов (1997), которые оценивали плотность ресурсов в 65 тыс.т/км. Они также полагали, что на долю фундамента приходится 17 % прогнозных ресурсов зоны, основные перспективы которой связаны с трещинными коллекторами дагинско-даехуриинского комплекса (58 %) и частично с поровыми коллекторами окобыкайско-нижненутовского (16 %), верхненутовского (7 %) и дагинского (2 %) комплексов [2].
     Образование массивов серпентинитов произошло в результате гидротермальной серпентинизации ультраосновных пород, входящих в Восточно-Сахалинский офиолитовый (гипербазитовый) пояс, протягивающийся вдоль одноименного коромантийного разлома.
     Информация  о фильтрационно-емкостных свойствах  данного типа резервуаров отсутствует. Сведения о плотности этих пород были получены при изучении последних в процессе поисковых работ на хромиты на п-ове Шмидта по Южно-Шмидтовскому гипербазитовому массиву. Детальное описание толщи серпентинитов показывает ее неоднородность.
     В строении толщи выделяются в различной  степени серпентинизированные, а  в тектонических зонах – милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые  и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности показывают, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности.
     Данные  породы были вскрыты также в скв. 28 на месторождении Окружное, где  они состоят из серпентина, реликтов пироксена и примеси рудных минералов (магнетит ?). По данным лабораторных исследований (В.С. Ковальчук, Г.Я. Молошенко, А.И. Уткина) образцы серпентинита, отобранные в интервале 2908-2973 м, содержат видимые включения битумоидов. Люминесцентно-микроскопическими исследованиями установлено, что в брекчированных разуплотненных серпентинитах в большом количестве содержатся легкие битумоиды, люминесцирующие зеленовато-голубыми и желтовато-зелеными тонами.
     Содержание  битумоидов в хлороформной вытяжке (0,47 % объема вытяжки) сопоставимо с  данными анализа образцов керна  нефтенасыщенных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина.
     Фильтрационно-емкостные  параметры серпентинитовых коллекторов  подтверждаются результатами изучения их скоростных параметров по данным сейсморазведочных  работ. Определения скорости Vогт no профилю 219035 в пределах серпентинитового массива выполнены на трех гидроточках (892, 988 и 1036). Рассчитанные значения пластовой скорости изменяются в следующих пределах: 892 - 3,68...4,45 км/с, 988 -3,27...3,78 км/с, 1036 - 3,44...3,86 км/с. По установленным для Сахалина зависимостям между скоростью и плотностью пород [4] таким пластовым скоростям соответствуют значения плотности 2,25-2,52 г/см3 и открытой пористости 4-16 %. Основываясь на этих оценках, при подсчетах запасов в перспективных ловушках с аналогичным типом резервуара в качестве средней оценки пористости было принято значение 10 %, минимальной и максимальной соответственно 5 и 15 %.
     Основной  нефтематеринской толщей для ловушек  являются глинисто-кремнистые отложения  даехуриинского и пильского комплексов, сложенные перекристаллизованными опоками и кремнистыми аргиллитами. Они также выполняют роль покрышки. Породы комплексов мощностью 1,5-2,5 км включают ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей и содержанием Сорг до 1,8 %, Степень зрелости ОВ соответствует главной зоне генерации нефти (отражающая способность витринита 0,4-0,8 %).
     По  отложениям перекрывающих комплексов сейсморазведочными работами выявлен  ряд ловушек, перспективных для  проведения поисково-разведочных работ  и на нижележащий мезозойский комплекс. Первоочередными объектами для поисково-разведочных работ являются Северо-Кайганская и Восточно-Одоптинская структуры, для которых отмечается совпадение структуры по даехуриинскому комплексу с локальными магнитными максимумами, отражающими положение серпентинитовых массивов. Оценка возможных запасов УВ по Восточно-Одоптинской структуре показывает, что здесь может быть открыто крупное нефтегазоконденсатное месторождение с геологическими запасами по сумме УВ около 300 млн. т условного топлива.
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.