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

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 или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 31.10.2012. Год: 2012. Страниц: 6. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
                СОДЕРЖАНИЯ
1 Общие сведения  ………………………….3
2 

      Предкавказская нефтегазоносная субпровинция
    Общие сведения
             Предкавказская нефтегазоносная субпровинция располагается на территории Краснодарского и Ставропольского краев, Кабардино-Балкарской, Северо-Осетинской, Чеченской, Ингушской, Дагестанской республик, а также частично Крымской области Украины и Азербайджана, шельфе Азовского и Черного морей. Протяженность субпровинции 1200 км при ширине до 300 км (см. рис. 153).
    В тектоническом отношении представляет собой краевую систему молодой  Скифской платформы, состоящую из разнородных тектонических элементов: краевых прогибов платформенных структур и зоны передовой складчатости мегантиклинория Большого Кавказа, имеющего субширотное простирание. В эту систе-му входят крупнейшие Западно-Кубанский и Терско-Каспийский
краевые прогибы, разделенные Адыгейским и  Минераловодским выступами, и ограничивающие с севера складчатые сооружения Большого Кавказа.
    В пределах краевых прогибов и северного  склона антиклино- рия Большого Кавказа складки имеют сложное строение с разрывными нарушениями и диапирами.
    Фундамент в пределах НГСП разновозрастный  — от байкальского до герцинского включительно, на большей части — герцин- ский. Осадочный чехол сложен породами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста.
    Пермские  и триасовые отложения в Предкавказье развиты почти повсеместно.
    Вышележащие отложения выполнены терригенно-карбонат-ными толщами юры, мела, палеогена, неогена различной мощности. Западно-Кубанский краевой прогиб имеет субширотное простирание и асимметричное строение. Фундамент герцинского возраста, к осевой части погружается до 13 км. В основании осадочного чехла предполагается наличие мощных до 1,5 — 2 км толщ триасовых отложений. На северном пологом и широком борту прогиба платформенный чехол начинается с нижнеюрских отложений. Южный борт прогиба наложен на складчатые комплексы палеоцена-эоцена и мезозоя Северо-Западного Кавказа и восточной погребенной части Крыма. Краевой прогиб сложен олигоцен-чет- вертичной молассовой толщей мощностью более 5 км. В централь-ной части с юга примыкает Керченско-Таманский поперечный прогиб, выполненный олигоцен- четвертичными молассами и на-ложенными на ступенчато погружающиеся складчатые комплексы палеоцен-эоцена и мела Северо-Западного Кавказа.
    В Восточно-Кубанской впадине фундамент  погружен на 8 км.
В осадочном  выполнении (3 — 8 км) прогиба существенная роль принадлежит юрским отложениям, содержащим в верхах разреза соленосную толщу. Эта часть прогиба характеризуется  устойчивым прогибанием в течение всего альпийского времени. В бортовых частях мощность юрских отложений сокращается вплоть до полного выклинивания. Структура подсолевых нижне-среднеюр-ских осадков изучена недостаточно, однако в южной бортовой зоне прогиба установлена Спокойненская антиклинальная цепь, состо-ящая из многочисленных поднятий. В широком и пологом северовосточном борту прогиба, где выделяется Кропоткинская антиклинальная зона, осадочный чехол начинается с нижнего мела.
    Терско-Каспийский краевой прогиб занимает юго-восточную часть Предкавказья, осложнен рядом глубоко погруженных структурных элементов, наиболее крупными из которых являются Терско-Сулакский и Северо-Апшеронский прогибы, разделенные Дербенским выступом. В западной части Предкавказский прогиб осложнен Терской и Сунжинской антиклинальными зонами. Глубины погружения герцинского фундамента превышают 14 км. Платформенный чехол на внешнем борту прогиба начинается с нижне- средней юры. Выполняющие прогиб олигоцен- антропогеновые молассы имеют мощность до 5 км. Юго-восточный борт прогиба претерпел постплатформенную орогению («третичный» Дагестан).
    Северная  моноклиналь Центрального Кавказа  представляет собой широкую приподнятую  зону, разделяющую ЗападноКубанский и Терско-Каспийский прогибы. Фундамент, прорванный на юге верхнепалеозойскими гранитоидами, выходит здесь на дневную поверхность, полого погружаясь на север до 2 км.
    Первая  в России скважина, из которой был  получен фонтан нефти, на территории субпровинции пробурена механизированным способом в 1864 г., в долине Кудако вблизи Анапы. Этот год и считается началом развития отечественной нефтяной промышленности. Здесь же на Кубани начал свою деятельность И.М. Губкин, в результате иследований которого были выявлены литологические залежи нефти, названные за их форму рукавообразными. Геологи США лишь спустя много лет смогли обнаружить такого типа залежи и назвали их шнурковыми. В 1893 г. первая нефть из среднемиоценовых отложений получена на Старогрозненском месторождении, в 1901 г. — в Дагестане.
    С тех пор в этой субпровинции открыто около 200 месторождений, в том числе такие известные месторождения как Асфальтовая Гора, Хадыженское, Ахтырско-Бугундырское нефтяные, Зыбза-Глубокий Яр, Анастасиевско-Троицкое, Малобабчинское, Приозерное, Глазовское нефтяные, Борзовское и др. в ЗападноКубанской НГО; Отрадненское, Темиргоевское в Восточно-Кубанской НГО; Малгобек-Горское, Октябрьское, Брагунское нефтяные, Инчхе-море, Шахмал-Булак, Махачкала и др.
Скопления нефти  и газа в Предкавказской НГСП чаще всего многопластовые. Нередко встречаются литологические залежи, сводовые и тектонически-экранированныеОсновные продуктивные горизонты, содержащие нефть, газ и газоконденсат, выявлены в отложениях триаса, юры, мела, палеогена, неогена. Коллекторами являются терригенные и карбонатные, часто рифогенные образования.
    Наибольшей  продуктивностью отличаются горизонты  в нижнемеловых отложениях, сложенные песчаниками и алевролитами, а также трещиновато-кавернозные известняки верхнего мела и песчано-алевролитовые горизонты палеоген-неогеновых отложений (майкопская свита).
    Палеозойский  перспективный НГК представлен  мергельноизвестняковой толщей перми мощностью 500 м, изверженными и метаморфическими породами различного состава.
    Триасовый перспективный НГК выражен терригенными и карбонатными осадочными и вулканогенными породами мощностью 700-1500 м.
    Нижне-среднеюрский НГК мощностью 500 — 4000 м сложен в основном песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Выявлены газоконденсатные залежи на Юбилейном, Лабинском и др. месторождениях.
    Келловей-кимериджский (подсолевой) НГК мощностью 70 — 850 м представлен известняками и доломитами с пачками терри- генных пород небольшой мощности в нижней части комплекса. Продуктивность келловейских песчаников доказана на Баракаев- ском нефтяном и Темиргоевском газоконденсатном, Кошехабльс- ком газовом и др. месторождениях. Газонефтяная залежь в оке- форде открыта на Лабинском месторождении. Перспективен комплекс в Терско-Каспийской НГО.
    Титон-валанжинский (надсолевой) НГК мощностью 300 — 1650 м представлен известняками, доломитами, гипсами, ангидритами с подчиненными прослоями глин и мергелей. Продуктивны пачки трещинных, трещинно-кавернозных известняков, в которых открыты залежи нефти на Заманкульском и Харбижинском месторождениях, газоконденсата на Старогрозненском и Малгобек- Горском, газа — на Датыхском месторождениях.
    Нижнемеловой (готерив-альбекий) НГК мощностью 400 — 1200 м сложен пластами и пачками песчаников, глин, алевролитов с незначительным содержанием карбонатных пород. В этом комплексе открыты залежи нефти на Малгобек-Г орском, Заманкуль- ском, Старогрозненском, Хаян-Кортовском, Дузлакском и газа на Хошмензильском, Дагогнинском и др. месторождениях.
    Верхнемеловой НГК мощностью 215 — 850 м представлен  известняками, мергелями, глинами, в которых открыты значитель-ные
    залежи  практически на всей территории провинции  на Кара-булак- Ачалукском, Старогрозненском, Хаян-Кортовском, Брагун-ском, Правобережном и др. месторождениях.
    Палеоцен-эоценовый НГК мощностью 150 — 2050 м сложен мергелями, глинами, алевролитовыми известняками. Продуктивные пласты выявлены в кумской, калужской, ильской, зыбзинс-кой, горячеключевской свитах в Западно-Кубанской НГО на Но- водмитриевском, Абино-Украинском, Ахтырско-Бугундырском, Восточно-Северском и др. газонефтяных месторождениях.
    Олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) НКГ мощностью 600 — 1350 м выражен пачками песчаников, алевролитов, песков в толще глин. В западной части провинции мощность и количество песчаных прослоев резко увеличивается. В Западно-Кубанской НГО продуктивны горизонты на Нефтегорском, Ключевском, Но- водмитриевском, Калужском, Азовском и др. месторождениях нефти. На востоке субпровинции кратковременные фонтанные притоки нефти были получены на Бенойской, Карабулакской, Кировской, Ачисинской площадях.
    Неогеновый (среднемиоцен-плиоценовый) НГК мощностью 1200 — 3700 м представлен прослоями, пачками и пластами песчаников, алевролитов, глин, известняков, мергелей. Продуктивные горизонты связаны с пластами песчаников в отложениях понти- ческого, мэотического ярусов в Анастасиевско-Троицком месторождении, сарматского яруса, караганского и чокракского горизонтов на Зыбзинском,Северо-Крымском, Абино-Украинском месторождениях в Западно-Кубанской НГО. На востоке субпровинции газонефтеносны отложения сарматского яруса, нефтеносны пласты караганского и чокракского горизонтов в Чеченской и Ингушской республиках, отдельные свиты в Южном Дагестане (на Малгобек-Г орском, Старогрозненском, Октябрьском, Махачкалинском и др. месторождениях). В Терско-Каспийской НГО продуктивные караганские и чокракские отложения содержат от 17 до 25 преимущественно нефтенасыщенных горизонтов.
    В пределах НГСП выделяется 3 промышленно  нефтегазоносных и газоносных области и несколько самостоятельных районов: Западно-Кубанская НГО, Восточно-Кубанская ГО, Терско-Каспийская НГО; Керченско-Таманский, Южно-Дагестанский, Севером . Азербайджанский нефтегазоносные самостоятельные районы. 

    Западно-Кубанскому краевому прогибу. Максимальная мощность осадочного чехла 12 км. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемеловой, палеогеновый, неогеновый. Почти все запасы на глубинах 1 — 3 км. Типы залежей — сводовые, тектонически экранированные, стратиграфически и литологически ограниченные. Месторождения часто многопластовые. Открыто около 80 месторождений нефти и газа (Северо-Крымское (рис. 180), Гарбузовское (рис. 181), Сладковское (рис. 182), Западно-Нефтяное (рис. 183), Анастаси-евско- Троицкое (рис. 184), Фонталовское (рис. 185), Хадыженское (рис.
186), Зыбза-Г лубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Асфаль-товая Гора и др.).
    Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение
(рис. 184) расположено  в 125 км к западу от г. Краснодара. Откры-то в 1953 г., разрабатывается с 1954 г. Приурочено к брахиантик-линали в пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями, имеет раз-меры 27,5x2,5 км и высоту около 400 м. Углы падения крыльев составляют 10—14°. На Анастасиевском поднятии зафиксировано диапировое ядро майкопских глин, доходящее до верхнеплиоценовых отложений. С этим ядром контактируют залежи нефти и газа. Установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене на гл. 750—
1770 м. Горизонты  I, Ia, II, III содержат газ, IV — нефть с газовой шапкой, V, VI, VIa, VII—нефть. Залежи пластовые сводовые, некоторые литологически ограниченные. Основной продуктивный горизонт — IV с эффективной толщиной до 50 м. Газонефтяной контакт -1502 м, водонефтяной -1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы пбровые (пески и песчаники); пористость 20— 30%, проницаемость до 0,9 мкм . Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t—38—66°С. Состав газа, %: СН4
    91-98, С2Н6+ высшие - 3,5-0,80; СО2 - 5,0-0,2; N2- до 1,3. Нефть содержит серы до 0,3%, парафина доЗ%. Плотность нефти 830-908 кг/м3.
    Хадыженское нефтяное месторождение (рис. 186) открыто в 1914 г., разрабатывается с 1934 г. Содержит три промышленные залежи, в плане совпадающие друг с другом. Продуктивные горизонты заливообразно, в виде фестонов, выступают перпендикулярно к полосе майкопских песков и вытянуты в направлении восстания слоев, образуя литологические ловушки для нефти. Мощность песчаных пластов закономерно уменьшается по вос-

Рис. 180. Северо-Крымское нефтяное месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле горизонта  XVIII (чокрак), м; 2 — тектоническое нарушение; 3 — контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 — скважи-ны; 6 — линия профиля
 



 

Рис. 182. Сладковское газовое  месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле продуктивного  пласта нижнего  чокрака, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — начальный внешний контур газоноснос-ти; 4 — газоконденсатная залежь; 5 — скважины; 6 — линия профиля
 

Рис. 183. Западно-Нефтяное нефтяное месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле продуктивного  горизонта сарматского  яруса вер-хнего миоцена, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — контур нефтеносно-сти; 4 — залежь нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля; 7 — брекчии
 
Участок Амастасиевский Участок Троицкий
Ж Ю5135 SOS м. 20 ют езк л до iso iso т з*5 3is 370

Рис. 184. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение [9]. Геологический разрез: 1 — нефть; 2 — газ; 3 — диапировое ядро
 

Рис. 185. Фонталовское газовое месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле турон-сантонского яруса верхнего мела, м; 2 — контур газоносности; 3 — залежь газа; 4 — скважины; 5 — линия профиля
 

Рис. 186. Хадыженское нефтяное месторождение (по СТ. Короткову):
а—  структурная карта по майкопскому реперу; б — геологический разрез; 1 — контуры выклинивания песчаных горизонтов (I —VII) Майкопа; 2 — изогипсы, м; 3 — литологические залежи нефти
 
станию оси и в обе стороны от нее. Для всех залежей характерно отсутствие газовых шапок, что объясняется близостью головных частей залежей к дневной поверхности.
    ВОСТОЧНО-КУБАНСКА/ иНО включает Восточно-Кубанский прогиб и Адыгейский выступ. Максимальная мощность осадочного чехла 8 км. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемеловой и палеогеновый. Залежи газоконденсатные и газовые сводового и экранированного типа, многопластовые на глубинах 2,5—
4 км (Александровское,  Кошехаблтское (рис. 187), Кузнецовское (рис. 188), Советское (рис. 189), Майкопское (рис. 190), Соколовское (рис. 191), Южно-Советское (рис. 192) и др.).
    Майкопское газогонденсапуое месторождение (см. рис. 190) расположено в 15 км к северу от г. Майкопа. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке, осложняющей северный борт Адыгейского выступа. Выявлено 5 залежей в отложениях нижнего мела. Залежи пластовые сводовые. Продуктивные горизонты сложены песками и песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 15,5—17,5%, проницаемость до 1,4 мкм2. Глубина верхней залежи в своде 2435 м, нижней — 2670 м. Эффективная толщина пластов от 6,5 до 70м. Начальное пластовое давление 26,6 МПа в верхней залежи, 30,3 МПа
    в нижней. Состав газа, %: СН4 — 87,9—90, С2Н6+высшие —
    6,9, N2 — 1—1,5. Содержание стабильного конденсата до 85
    33
г/м . Плотность конденсата — 795—815 кг/м .
    Соколовское газоконденсатное месторождение (см. рис. 191) содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте I алббского яруса, приуроченную к структурному носу. Промышленно продуктивны только скважины, пробуренные в средней, относительно погруженной части структурного носа. На гипсометрически более приподнятом участке пласт I оказался водоносным. Поверхность раздела газ-вода характеризуется сложной, выпуклой в сторону подошвы пласта формой с общим наклоном в сторону направления регионального движения вод. Средняя глубина залегания пласта I — 3590 м, средняя эффективная
                    -15 2
мощность 6,9 м пористость 15 %,проницаемость 69х10" м .Рабочие дебиты скважин достигали 300—350 тыс. м /сут, но уже через несколько месяцев эксплуатации начиналось обводнение скважин.
    Южно-Советское  газоконденсатное месторождение (см. рис.
    приурочено к антиклинальной складке размерами

Рис. 187. Кошехабльское газоконденсатное месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле продуктивного  горизонта в отложениях  оксфорда, м; 2 — контур газоносности; 3 — залежи газа; 4 — скважины; 5 — линия профиля
 

Рис. 188. Кузнецовское газонефтяное месторождение [16]:
1 - изогипсы по кровле  батского яруса средней юры, м; 2 — контур газоносности; 3, 4 — залежи: 3 — нефти, 4 — газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля
 

Рис. 189. Советское нефтяное месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле продуктивной  пачки Майкопа,  м; 2, 3 — контуры залежи: 2 - майкопской, 3 —. верхнемеловой; 4 — залежи нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля
 

Рис. 190. Майкопское газоконденсатное месторождение [16]:
    — изогипсы по кровле III продуктивного горизонта нижнего мела, м;
    — тектоническое нарушение; 3 — первоначальный внешний контур газоносности; 4 — залежи газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля
 
 



 
 
Ш 5 11 Ч 12 6 15 20 д
-Ж 


Рис. 192. Южно-Советское газоконденсатное месторождение [9]. Геологический  разрез: 1 — газ; 2 — поверхность стратиграфического несогласия; 3 — песчаные горизонты; 4 — глинистые разделы; 5 — известняки верхней юры (оксфорд-кимеридж)
 
4,5x3,0 км и высотой 60 м. Скважинами вскрыты осадочные отложения неоген-палеогенового, мелового и юрского возраста, а также метаморфизованные породы фундамента (палеозой). Между меловыми и юрскими отложениями имеется угловое и стратиграфическое несогласие. Газоносными являются I, II и III пласты песчаников аптского яруса и V, VI и VII песчано-алеври-то- глинистые пачки келловея. Эффективная мощность пластов 2—28 м, пористость 12—14%, проницаемость по керну (0,4—
      15 2
1652)х10" м . Нижнемеловые залежи пластовые сводовые, юрс-кие
    стратиграфически экранированные. Средние рабочие де-биты газа в скважинах, эксплуатирующих нижнемеловые гори-зонты,
          33
составляли 90—150 тыс. м /сут, юрские 30—185 тыс. м / сут. Газ содержит конденсат: I и II пласты — 320 см /м3, III —
247 см33 и V пласт — до 1500 см33.
    ТЕРСКО-КАСПИЙСКАЯ НГО охватывает Терско-Каспийский краевой прогиб и Дагестанский выступ. Максимальная мощность осадочного чехла 12 км. Характерно развитие многочисленных нарушений в пределах локальных структур. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемеловой, верхнемеловой, палеогеновый, неогеновый. Залежи в неогене многопластовые, в верхнем мелу — массивные, в большинстве сводовые или тектонически экранированные, редко литологически и стратиграфически ограниченные.

Рис.193. Брагунское и Северо-Брагунское нефтяные месторождения [16]:
1 — изогипсы по  кровле верхнемеловых  отложений, м; 2 — тектонические нарушения; 3 - контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 - скважины; б — линия профиля
 

Рис. 194. Шамхал-Бу лакское газовое месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле верхнеюрских  отложений, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — контур газоносности; 4 - залежи газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля
 

Рис. 195. Газонефтяное месторождение  Гаша [16]:
1 — изогипсы по  кровле верхнемеловых  отложений, м; 2 —  тектоничес-кие нарушения; 3, 4 — контуры: 3 — газоносности, 4 — нефтеносности; 5, 6 — залежи: 5 — газа, 6 — нефти; 7 — скважины; 8 — линия профиля
 



Рис. 196. Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле верхнемеловых  отложений, м; 2 —  тектонические нарушения; 3 — зона грабенообразного прогиба; 4 — контур нефте- газоносности; 5 — залежь газа; 6 — 8 — скважины, в том числе: 7 — давшие нефть, 8 — давшие газ с конденсатом; 9 — линия профиля
 

Рис. 197. Старогрозненское нефтегазовое месторождение [16]:
1 — изогипсы по  кровле верхнеюрских  отложений, м; 2 —  тектоничес-кие нарушения; 3 — контур нефтеносности; 4, 5 — залежи: 4 — нефти, 5 — газа; 6 — скважины; 7 — линия профиля
 
В области  сосредоточено значительное число  месторождений не-фти и газа субпровинции: Брагунское и Северо-Брагунское (рис.
    , Шамхал-Булакское (рис. 194), Гаша (рис. 195), Димитровское (рис. 196), Старогрозненское (рис. 197), Малгобек-Вознесенско- Али-юртовское (рис. 198) и др.
    Димитровское нефтегазоконденсатнонефтяное месторождение (см. рис. 196) расположено в 15 км юго-восточнее г. Махачкалы. Открыто в 1980 г., в разработку введено в этом же году. Приурочено к Нараттюбинской складчато-надвиговой зоне Дагестанского клина. Связано с крупной (27x8 км) высокоамплитудной (650 м) структурой, представляющей собой систему тектонических блоков, имеющих форму брахиантикли- налей. Продуктивны карбонатные породы верхнего мела и ва- ланжина-верхней юры. Залежь нефти в отложениях верхнего мела в пределах самостоятельного блока структуры небольшая (площадь 2,5 км2). Залежи газа и нефти в отложениях верх-него мела (гл. 3,5-3,7 км) массивные, сводовые, связаны с тре-щинным карбонатным резервуаром, фильтрационно-емкостные свойства которого неоднородны. Эффективная газонасы-

Рис. 198. Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское газонефтяное месторождение [9]:
а — структурная  карта по кровле верхнего мела;
б — геологический  разрез: 1 — изогипсы, м; 2 — нефтяная залежь; 3 — разрывные нарушения
 
щенная  толщина резервуара 140—200 м, нефтенасыщенная —
70 м; дебиты  газа 80—293 тыс. м /сут, плотность газа 0,631 г/ см , содержание метана 91—92%, сероводород отсутствует.
В газе отмечен конденсат (12—44 г/м ). Нефть легкая (0,807 г/ см ) и маловязкая (2,2 МПа-с). Начальные пластовые давления и t — 47 МПа и 155°С Залежь газа в трещинном резервуаре ва- ланжина-верхней юры по строению аналогична верхнемеловой залежи, залегает на гл. 4,1 км и имеет меньшую газонасыщенную толщину (35 м). Дебиты газа 60—210 тыс. м /сут; газ преимущественно метановый, сероводород отсутствует; в газе отмечен конденсат 25—39 г/м . Начальное пластовое давление - 48,2 МПа, t - > 155°С.
    Старогрозненское нефтегазовое месторождение (см. рис. 197), расположено в 6 км северо-западнее г. Грозного. Открыто в 1893 г., относится к категории крупных. Площадь нефтенос-ности основных залежей 70,8—84,5 км2. Приурочено к Сунженс-кой антиклинальной зоне. Продуктивны отложения караган-чокрака, верхнего и нижнего мела. Наиболее сложное строение имеет караган-чокракский комплекс, образующий криптодиапи-ровую асимметричную складку, южная половина которой взброшена на 1—1,2 км и надвинута на ее северную часть, вследствие чего в пределах последней породы залегают вертикально или запрокинуты на юг. Поднадвиговая и надвинутая части складки также осложнены многочисленными поперечными разрывами, наиболее крупный из которых (Ташкалинский) рассекает восточную периклиналь складки. В пределах взброшенной и под- надвиговой частей складки нефтеносны более 15 песчано-алев- ролитовых пластов (2в, Зв, I-XII, XIV-XVI промысловой номенклатуры), а в разрезе восточной периклинальной части складки (Ташкалинский участок) 6 пластов (IX, X, XII, XIII, XIV и XVI). Продуктивные горизонты залегают на глубинах +0,1—2 км. Залежи пластово-сводовые, тектонически экранированные, литологически ограниченные с самостоятельными ВНК. Толщины gластов от 5 до 52 м, пористость 6—29 %, проницаемость 0,1—
    мкм . Дебиты нефти от 3,5—25 т/сут (III, IV, IX, XIV пласты) до 200—1000 т/сут (2в, Зв, II, XII пласты). Плотность нефти 0,830—0,879 г/см3, вязкость 12—14 МПа-с, сера отсутствует. За 100 лет разработки из караган-чокракских залежей добыто более 52 млн т нефти. По верхнемеловым отложениям месторождение более простого строения. Это узкая линейно вы-
тянутая складка  размером 30,5x3,1км, амплитудой 790 м с  кру-тыми крыльями, осложненными нарушениями. Продуктивны кавернознотрещиноватые известняки на глубине до 4,5 км. За-лежь сводовая массивная. Нефтенасыщенная толщина резервуара 272 м, пористость 6,7%, проницаемость 0,15 мкм2. Дебиты нефти 510—2000 т/сут. Плотность нефти 0,823 г/см , вязкость 0,19 МПа-с, содержание серы 0,09%. Начальные плас-товые давления аномально высокие 72 МПа, t=148°C. Залежь разрабатывается с 1970 г., накопленная добыча нефти 32,692 млн т. По нижнемеловым породам складка аналогичного строения с верхнемеловыми, размеры ее 27,3 х 2,4 км, высота 650 м. Залежь сводово-массивная, продуктивны сильно уплотненные песчано- алевролито-глинистые осадки альб-апта на глубине около 5 км. Толщина трещинно-порового резервуара 140 м, пористость 4,4%, проницаемость 0,006 мкм2. Наибольший дебит нефти 392 т/сут. Плотность нефти 0,820 г/см , вязкость 0,18 МПа-с, содержание серы 0,9 %. Пластовое давление аномально высокое 69 МПа, t 160°С. Залежь разрабатывается с 1978 г., накопленная добыча 7,272 млн т. Небольшую газовую залежь (1,9 млрд. м3) содержат трещинные известняки валанжина на глубине 5,3 км. Дебиты газа невысокие 5—7 тыс. мэ/сут. Газ имеет повышенное содержание сероводорода.
    Октябрьское нефтяное месторождение расположено в 8 км юго-восточнее г. Грозного. Приурочено к Сунженской антиклинальной зоне. Месторождение, залежи которого откры- валисьв 1913, 1960 и 1981 гг., как правило, сразу же вводились в разработку, относится к категори и крупных, площадь нефтеносности 26,2—55,8 км2. Продуктивны отложения караган-чок- рака, верхнего и нижнего мела. Залежи нефти в песчано-алев- ролитовых осадках караган-чокрака приурочены к складке коробчатого строения размерами 17х 3,5 км и амплитудой около 700 м. Складка осложнена в присводовых частях тектоническими нарушениями. Более 20 пластов (I—XXII), залегающих на глубинах 0,4—1,1 км, содержат пластово-сводовые, нередко тектонически экранированные залежи. Эффективная толщина пластов 3,5—50 м, пористость 15,9—26,8 %, проницаемость 0,05—2,2 мкм2. Дебиты нефти от 2—40 т/сут (II, XII, XXI пласты) до 500—1000 т/сут (XVI, XX, XXII пласты). Плотность нефти 0,815—0,847 г/см , вязкость до 5 МПа-с, содержание серы 0,22 %. Пластовые давления близкие к гидростатическим 3—10 

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.