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 Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 31.10.2012. Сдан: 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.