Геологическое строение и нефтегазоностность Перелюбского месторождения
Содержание
Введение
1. Литолого-стратиграфическое описание разреза
. Тектоническое строение
. Нефтегазоносность
4. Гидрогеологические условия
Заключение
Список литературы
Введение
Целью курсовой работы является изучение геологического строения и нефтегазоностности Перелюбского месторождения.
В административном отношении Перелюбское месторождение расположено в Перелюбском районе Саратовской области Российской Федерации (рис. 1), в районе Дальнего Саратовского Заволжья (ДСЗ).
Рельеф местности здесь равнинно-холмистый, увалистый, расчлененный долинами рек, оврагами, балками и временными водотоками. Общий региональный наклон дневной поверхности на юго-запад, в сторону Прикаспийской низменности. Минимальные отметки рельефа связаны с русловой частью реки Солянки и ее левых притоков (от 70 до 80 метров). На водоразделенных пространствах в северо-восточной части площади работ расположены холмы, относительные высоты которых доходят до 50 метров. Склоны холмов пологие. Район не сейсмичен.
Климат на изучаемой территории резко континентальный с холодной зимой и жарким летом. Дневная температура зимой- -8 -110С, ночью до - 330С. В самые холодные зимы температура воздуха понижается до минус 410С. Лето жаркое и сухое. Температура днем в тени от 25 до 290С (максимальная до 410С). Среднегодовое количество осадков 369 мм. Преобладающее направление ветра: летом - западный, северо - западный, зимой - юго-западный. Наибольшая скорость ветра 11,0 м/сек., среднегодовая скорость ветра 3,6 м/сек.
На Перелюбском месторождении проведен поисковый этап ГРР-пробурено 7 скважин до вскрытия фундамента. В результате проведённых работ выявлена нефтегазаностность девонских, а также верейских (флюид-нефть), башкирских(флюид-газоконденсат и бобриковских (флюид-нефть) отложений каменноугольной системы. Произведена оценка запасов по степени их разведанности. Степень разведанности, соответствующая категории С1+С2,вполне достаточна для перехода к последующему этапу работ-разведочному бурению.
Изучение Саратовского Заволжья, где расположено Перелюбское месторождение, с целью поисков положительных структурных форм, перспективных в нефтегазоносном отношении, началось после открытия в 1940-41 годах нефтяных и газовых месторождений в Саратовском Правобережье. С этой целью, начиная с сороковых годов прошлого века, проводились геолого-съемочные и геофизические работы, структурное, поисковое, разведочное бурение, геохимические исследования.
В 1945 году Б.А. Можаровским, Н.И. Герасимовым и др. была составлена геологическая карта Заволжья масштаба 1:500000, на которой показаны выходы неогеновых, палеогеновых, меловых и юрских отложений.
В 1946-1950гг. вся площадь Саратовского Заволжья была покрыта двух-миллигальной гравиметрической съемкой, на основе которой была составлена сводная карта изоаномали силы тяжести масштаба 1:200000. Основным результатом съемки явилось выявление и трассирование южнее Перелюбской площади линейной гравитационной ступени, интерпретируемой как бортовой уступ Прикаспийской впадины; а также выявление аномалий силы тяжести, отображающих солянокупольную тектонику[1].
К концу 50-х годов территория Заволжья была покрыта аэромагнитной и магнитной съемкой масштабов 1:1000000 и 1:200000, в результате чего было проведено тектоническое районирование района[1,2].
В начале 50-х годов исследуемый район и прилегающие к нему территории изучались электроразведкой методами ТТ и ВЭЗ. В результате этих работ была составлена структурная карта масштаба 1:200000 по опорному электрическому горизонту-поверхности палеозоя, уточнено строение борта Прикаспийской впадины по верхним литолого-стратиграфическим комплексам, выявлен ряд положительных структур[1].
В 60-х годах на Перелюбской площади и сопредельной территории проводились первые сейсмические исследования MOB, обеспечившие структурные построения только по поверхности сульфатно-карбонатного палеозоя.
На территории Перелюбской площади в 1961 году проводились сейсмические исследования КМПВ, в результате которых получены первые сведения о строении фундамента.
Более планомерное, целенаправленное и комплексное изучение строения района исследований, как и всей территории ДСЗ началось с конца 60-х годов. Оно включало проведение как региональных сейсмических исследований, так и площадных сейсморазведочных работ, изучение территории другими методами разведочной геофизики, проведение термогазометрических съемок.
С 1973г. в районе проводились сейсмические работы МПОВ. В результате намечено несколько приподнятых зон и выступов фундамента.
С 1974 по 1978гг. в результате сейсморазведочных работ закартирован ряд поднятий в осадочном чехле. Методический уровень этих работ позволил достаточно надежно осветить лишь структуру каменноугольных и вышележащих горизонтов.
Перелюбская площадь в 1981-1988 гг. многократно изучалась сейсморазведкой 2Д МОГТ в масштабе 1:50000 сейсмопартиями СГЭ НВ НИИГГ. В результате этого были построены структурные карты по отражающим горизонтам девона и карбона[2,3].
Перелюбское многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение открыто ФГУГП «Нижневолжскгеология» в 1993 году.
Открытие многопластового месторождения проходило в течение продолжительного периода времени:
в 1993 году в процессе опробования в эксплуатационной колонне скважины № 2 Перелюбской площади получены промышленные притоки газа с конденсатом из воробьёвских отложений (инт.4174-4181 м). Скв. №2 Перелюбская стала первооткрывательницей Перелюбского многопластового месторождения газа и конденсата в отложениях девона и установила по данным ГИС возможную нефтеносность бобриковских отложений нижнего карбона.
в 1994 году получен промышленный приток газа с конденсатом из ардатовских отложений среднего девона в поисковой скважине 2-Перелюбской. (инт.4116-4118 м; 4124-4128 м).
в 1994 году в процессе опробования в эксплуатационной колонне тимано-пашийских песчаных пластов в скважине 2-Перелюбской (инт.4007-4030 м) получен промышленный приток газа с конденсатом.
в 1995-99 годах ООО «Геонефтегаз» выполнил на Перелюбской площади полевые работы по технологии частотно-временной высокоразрешающей электроразведки с измерением параметра вызванной поляризации ВРЭ-ВП и полевые сейсморазведочные исследования ЗД АМОС. Данные ВРЭ-ВП позволили выделить прогнозные контуры нефтеносности в целевых интервалах карбона. По материалам ЗД сейсморазведки в 1999 году были выполнены структурные построения и высокоразрешающая динамическая интерпретация, по результатам которой были изучены емкостные свойства коллекторов в продуктивных отложениях девона (D3ps-tm) и карбона (C1bb). Была произведена оценка запасов Перелюбского месторождения по данным комплексных геофизических исследований (электроразведка и сейсморазведка), результатов ГИС, бурения и опробования скважин.
в 1999 году получены промышленные притоки нефти из тиманско-пашийских и бобриковских пластов-коллекторов в процессе опробования в эксплуатационной колонне поисковой скважины 8-Перелюбской. В настоящее время пробурено 7 скважин №№ 2,3,5,8,9,10,11 вскрывшие каменногольные отложения. При испытании в скважине № 2 в эксплуатационной колонне в интервале 3375-3377 м (-3275,8 - 3277,8 м) получена нефть и газ в бобриковских отложениях дебитом: QH=23,6 м3/сут., Qг=2304 м3/сут. В процессе бурения СКВ. №9 Перелюбская впервые для Саратовской части Бузулукской впадины была установлена продуктивность верейских и башкирских отложений, а также подтверждена продуктивность бобриковских и тиманско-пашийских отложений.
В итоге по Перелюбскому месторождению можно сказать следующее:
) Как месторождение, так и соседние участки Бузулукской впадины изучены геофизическими методами разведки, включая сейсморазведку, электроразведку, термогазометрические исследования.
) Проведено глубокое бурение, в результате которого вскрыт разрез осадочного чехла до фундамента включительно.
) Выявлена промышленная продуктивность башкирских, окских, бобриковских, тиманско-пашийских, ардатовских и воробьёвских отложений каменноугольной и девонской систем.
) Перелюбское месторождение изучено геофизическими методами и глубоким бурением недостаточно.
Комплекс геофизических исследований, выполненный в открытом стволе скважин Перелюбской площади, является стандартным для поисково-разведочных скважин Саратовской области. В таблице 1. представлены данные, полученные при комплексном изучении разрезов скважин различными методами ГИС.
Для оценки текущей нефтенасыщенности разрабатываемых продуктивных пластов в обсаженных скважинах традиционно использовались радиоактивные методы ГК, НГК и ИННК. Необходимо отметить, что во всех обсаженных скважинах был выполнен фоновый замер ИННК. Сведения о проведённых исследованиях с целью контроля характера насыщения приведёны в таблице2
Таблица 1 - Сведения о ГИС Перелюбского месторождения в процессе бурения
№ СКВ.Виды каротажаДатаРезультатыВыводИнтервал исследования, млитология, характер насыщения%Кнг, %Воробьёвский горизонт2Полный комплекс ГИС19-22.06.19914178,8-4180,6Песчаник газонасыщенный9,793,5Рекомендовано к испытаниюАрдатовский горизонт2Полный комплекс ГИС19-22.06.19914113,4-4126,3Песчаник газонасыщенный7,893,2Рекомендовано к испытаниюТиманско-пашийский горизонт2Полный комплекс ГИС10.03.1991 10.04.1991 18.04.19913974,8-4028,6Песчаник газонасыщенный9,793,3Рекомендовано к испытанию8Полный комплекс ГИС21.07.19924078,8-4080,8Песчаник нефтенасыщен- ный13,090,1Рекомендовано к испытанию21.07.19924045,2-4047,2Песчаник газонасыщенный8,692,49Полный комплекс ГИС14.12.19993991,8-4052,0Песчаник газонасыщенный9,991,5Рекомендовано к испытаниюБобриковский горизонт2Полный комплекс ГИС19.12.1990 24.12.19903285,2-3298,1Песчаник нефтенасыщенный9,673,2Рекомендовано к испытанию3Полный комплекс ГИС25.01.1992 26.01.19923365,6-3378,0Песчаник нефтенасыщенный12,075,1Рекомендовано к испытанию3378,0-3384,4Песчаник водонасыщенный12,0<50,0 8Полный комплекс ГИС24.03.19933305,6-3316,6Песчаник водонасыщенный11,0<50,0Не рекомендовано к испытанию9Полный комплекс ГИС19.03.19993281,6-3302,4Песчаник нефтенасыщенный9,577,9Рекомендовано к испытанию10Полный комплекс ГИС05.02.19963305,6-3316,6Песчаник водонасыщен-ный10,0<50,0Не рекомендовано к испытанию11Полный комплекс ГИС20.03.2001 22.03.20013291,2-3292,8Песчаник нефтенасыщенный7,866,0Рекомендовано к испытаниюОкскийнадгоризонт9Полный комплекс ГИС19.03.19992901,6-2907,0Карбонаты газонасыщен-ные6,684,3Рекомендовано к испытаниюинтервал исследования, млитология, характер насыщения%Кнг, %11Полный Комплекс ГИС20.03.2001 22.03.20012895,2-2906,0Карбонаты газонасыщенные7,985,9Рекомендовано к испытаниюБашкирский ярус3Полный Комплекс ГИС13.07.19922653,6-2660,6Известняк нефтенасыщенный14,073,7Не рекомендовано к испытанию2660,6-2661,6Переходная зона-2661,6-2664,0Известняк водонасыщенный-9Полный Комплекс ГИС07.01.19992468,6-2655,4Известняк нефтенасыщенный16,076,5Рекомендовано к испытанию2656,6-2659,8Известняк водонасыщенный11Полный Комплекс ГИС12.11.20002647,8-2655,4Известняк нефтенасыщенный16,079,5Рекомендовано к испытанию
Таблица 2 - Сведения о ПГИ в скважинах Перелюбского месторождения
№ СКВ.Виды каротажаДатаинтервал исследования, мВоробьёвский горизонт2Локатор муфт24.06.19934174,0-4181,0Ардатовский горизонт2Локатор муфт, ГК для привязки28.06.19994116,0-4118,0; 4124,0-4128,0Тиманско-пашийский горизонт2РК (НГК+ГК), ИННК, Т°, локатор муфт06.05.20004007,0-4030,08ИННК11.04.20024078,8-4080,8ИННК11.04.20024043,0-4048,09РК (НГК+ГК), ИННК, Т°, локатор муфт05.01.20004049,0-4052,0 (открытый ствол)Бобриковский горизонт3ГК, ИННК, Т°, локатор муфт16.06.20003292,0-3370,0ГК, ИННК, Т°, локатор муфт17.11.19983320,0-3420,09ГК, ИННК, Т°, локатор муфт05.01.20003281,6-3302,411ГК, локатор муфт25.07.20013291,2-3292,8Окский надгоризонт11ГК, Т°, локатор муфт16.06.2001 -17.06.20012895,2-2906,0Башкирский ярус9ГК, ИННК, локатор муфт17.09.19992648,6-2655,42656,6-2659,811ГК, Т°, локатор муфт21.08.2000-22.08.20002647,8-2655,4
2. Литолого-стратиграфическое описание разреза
Литолого-стратиграфический разрез в пределах Перелюбского месторождения представлен комплексами пород архейского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, охарактеризованных керном и каротажным материалом геофизических исследований скважин №№ 2, 3, 5,8, 9, 10, 11 Перелюбской площади (приложение 1)[4].
Архейская акротема (AR)
Представлена гранитами и гнейсами зеленовато-серыми, серыми, розоватыми, крупно-, средне- и мелкокристаллическими. Вскрытая толщина составляет не более 10м.
Палеозойская эратема (PZ)
Эта эратема объединяет породы девонской, каменноугольной и пермской систем.
Девонская система (D).
На исследуемой территории вскрыты ее средний и верхний отделы.
Средний отдел(D 2).
Породы, относимые к среднему отделу девонской системы с размывом и угловыми несогласиями залегают на кристаллических образованиях архейской акротемы, выполняя погруженные участки кристаллического фундамента и частично перекрывая его поднятия. Выделяются эйфельский и живетский ярусы.
Верхний отдел (D3)
Он представлен в объеме франского и фаменского ярусов.
Каменноугольная система (С)
Породы каменноугольной системы со следами размыва и угловыми несогласиями залегают на породах девонской системы и выделяются в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Нижний отдел (C1)
Отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус (C1t)
Разрез турнейского яруса расчленен на нижний и верхний подъярусы.
Нижний подъярус (C1t1)
Толща, относимая к нижнему подъярусу турнейского яруса включает породы малевского и упинского горизонтов.
Малевский горизонт (C1ml)
Представлен известняками темно-серыми, органогенно-обломочными, мелкокристаллическими, плотными, крепкими. Толщина 15 метров.
Упинский горизонт (C1up)
Толщи, относимые к упинскому горизонту, состоят из известняков темно-серых, коричневато-серых, мелко-, среднекристаллических, плотных, крепких. Толщина 55 метров.
Верхний подъярус (C1t2)
Он включает черепетский и кизеловский горизонты.
Черепетский-кизеловский (нерасчлененные) горизонты (C1ks-cr)
Визейский ярус (C1v)
Представлен нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус (C1v2)
Породы его представлены бобриковским горизонтом.
Бобриковский горизонт (C1bb)
Породы бобриковского горизонта с размывом и угловыми несогласиями залегают на образованиях турнейского яруса. Разрез сложен песчаниками светло-серыми, тонко-, мелкозернистыми, кварцево-полевошпатовыми, в различной степени пиритизированными и уплотненными, пористыми, алевролитами аналогичного состава, но глинистыми, аргиллитами темно-серыми до черных, монтмориллонит-гидрослюдистыми, в различной степени уплотненными, скрытослоистыми. Отложения данного горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Общая толщина в целом по пласту колеблется от 22м в скважине №10 до 42м в скважине №3, в чисто нефтяной зоне - от 25м в скважине №5 до 32м в скважине №2. В водонефтяной зоне общая толщина приводится по скважине 8 и составляет 30 метров.
Верхний поъярус (C1v3)
Выделяется в объеме окского надгоризонта.
Окский надгоризонт (C1ok)
Выделяется в объеме тульского, алексинского, михайловского, веневского горизонтов. Общая толщина пласта изменяется от 267м (скважина №10) до 340м (скважина №11), среднее значение составляет 300м.
Тульский горизонт (C1tl)
Разрез тульского горизонта представлен известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными, мелкокристаллическими с прослоями аргиллитов темно-серых до черных, монтмориллонит-гидрослюдистых, участками известковистых, доломитов темно-серых, мелкокристаллических, глинистых и песчаников темно-серых, кварцево-полевошпатовых, слабоглинистых и известковистых, мелкозернистых, крепких. Толщина 65 метров.
Алексинский-михайловский-веневский нерасчлененные горизонты.
Толщи, относимые к верхней части окского надгоризонта, сложены, в основном, известняками темно-серыми, до черных, органогенно-обломочными, мелкоскрытокристаллическими, массивными, плотными, крепкими, с прослоями доломитов серых с буроватым оттенком, разнокристаллических, массивных, алевролитов серых, темно-серых, кварцевых, тонкозернистых, известняково-глинистых и аргиллитов черных, монтмориллонит-гидрослюдистых, плотных. Толщина 325 метров.
Серпуховский ярус (C1s)
Представлен известняками серыми, темно-серыми, органогенно-обломочными, мелкокристаллическими, слабоглинистыми, плотными, крепкими и доломитами серыми, темно-серыми, мелкокристаллическими, глинистыми с прослоями аргиллитов серых. Толщины составляют 180 метров.
Средний отдел (С2)
Породы среднего отдела каменноугольной системы с размывом залегают на нижнем отделе и подразделяются на башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус (С2b)
Отложения башкирского яруса вскрыты всеми пробуренными скважинами. Общая толщина пласта изменяется в пределах площади от 61,4м (скважина №11) до 104м (скважина №10), среднее значение составляет 73.5м.
Прикамский горизонт(С2рk)
Породы башкирского яруса представлены известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, мелко- и среднекристаллическими, доломитизиро-ванными, пористыми, кавернозными, массивными. Толщина 65 м.
Черемшанский горизонт
Представлен известняками с высокими емкостными свойствами. Толщина 28м.
Мелекесский горизонт (С2mk).
Представлен аргиллитами, песчаниками и алевролитами.
Московский ярус (С2m)
Породы московского яруса со следами стратиграфического перерыва залегают на карбонатах башкирского яруса и подразделяются на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт (C2vr)
Разрез представлен аргиллитами темно-серыми до черных, монтморилло-нит-гирослюдистыми, плотными с прослоями песчаников светло-серых, мелкозернистых, кварцевых, в различной степени глинистых и алевролитов аналогичного состава. Суммарная толщина мелекесского и верейского горизонтов 120 метров.
Каширский горизонт (C2ks)
Каширский горизонт представлен известняками темно-серыми, органогенно-обломочными, скрытокристаллическими, в приподошвенной части глинистыми, плотными, крепкими. Толщины составляют 305 метров.
Подольский горизонт (C2pd)
Подольский горизонт сложен известняками серыми, пелито-морфными, плотными и доломитами серыми и темно-серыми, мелкокристаллическими, глинистыми. Толщины достигают 250 метров.
Мячковский горизонт (С2mc)
Представлен известняками серыми, светло-серыми, мелкокристаллическими, плотными, доломитизированными и доломитами серыми, плотными. Толщина 180 метров.
Верхний отдел (С3)
Разрез верхнего отдела каменноугольной системы сложен в основной своей части известняками темно-серыми, органогенно-обломочными, мелко- и среднекристаллическими, в различной степени глинистыми, переслаивающимися с доломитами светло-серыми с коричневатым оттенком, мелкокристаллическими, плотными, крепкими. Толщины достигают 80 метров.
Пермская система (Р)
Со следами размыва и угловым несогласием породы пермской системы залегают на карбонатах каменноугольной системы и выделяются в объеме приуральского, биармийского и татарского отделов.
Приуральский отдел (P1)
Артинский ярус (P1ar)
Представлен известняками светло-серыми, серыми, хемогенными, тонко-и среднекристаллическими, участками глинистыми и доломитизированными, крепкими, доломитами светло-серыми, тонкозернистыми, плотными с прослоями ангидрита светло-серого, серого, средне- и крупнокристаллического, плотного, массивного, толщина 220 метров.
Кунгурский ярус (P1k)
В основном, хемогенные толщи кунгурского яруса подразделяются на филипповский и иреньский горизонты.
Филипповский горизонт (P1fl)
Толща, относимая к филипповскому горизонту, сложена ритмично чередующимися доломитами серыми, тонкокристаллическими, глинистыми, плотными, крепкими и ангидритами светло-серыми, серыми с голубоватым оттенком, крупно- и среднекристаллическими. В разрезе наблюдаются редкие прослои известняков серых, мелко-, среднекристаллических, крепких, трещиноватых. Толщины достигают 105 метров.
Иреньский горизонт (P1ir)
Представлен галитом белым, светло-серым, разнокристаллическим с редкими прослоями сильвинита, бишофита и других разностей. Толщина 855 метров.
Биармийский отдел (Р2)
Породы этого отдела пермской системы залегают на размытой поверхности хемогенных образований кунгурского яруса и выделены в объеме казанского яруса.
Казанский ярус (P2 kz)
Толщи, относимые к казанскому ярусу сложены известняками серыми, мелко-, среднекристаллическими, плотными, с прослоями глин серых, темно-серых, тонкоотмученных и доломитов серых, мелкокристаллических, тонкослоистых. Толщина 190 метров.
Татарский отдел (Р3)
Разрез татарского отдела сложен глинами и аргиллитами буровато-коричневыми, тонкоотмученными, скрытослоистыми, плитчатыми, песчаниками бурыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, в различной степени глинистыми и известковистыми и алевролитами аналогичного состава. Толщина 100 метров.
Мезозойская эратема (Mz)
Отложения мезозойской эратемы представлены триасовой системой.
Триасовая система (Т)
Породы ее с размывом залегают на нижележащих пермских отложениях и представлены переслаивающимися песчаниками бурыми, желтовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, тонко-, мелко-, и среднезернистыми, в различной степени глинистыми, алевролитами красновато-коричневыми, аналогичного состава, глинистыми и аргиллитами темно-коричневыми, коричневато-красными, красновато-коричневыми, мясо-красными, тонкоотмученными, прослоями алевритистыми, скрытослоистыми, слоистыми, плитчатыми. Толщины достигают 70 метров.
Кайнозойская эратема (Kz)
Породы ее залегают на размытой поверхности триасовых отложений и представлены образованиями неогеновой и четвертичной систем.
Неогеновая система (N)
Толщи, относимые к неогеновой системе, сложены глинами темно-серыми, зеленовато-серыми, бурыми, монтмориллонитовыми, чешуйчатыми, оскольчатыми с прослоями песков серых, желтовато-серых, кварцевых, мелко- и средне-зернистых, в различной степени глинистых. Толщины составляют 135 метров.
Квартер система (Q)
Представлена суглинками коричневато-бурыми, песчанистыми, с тонкими прослоями песков желтых, кварцевых. Толщины 20 метров.
3. Тектоническое строение
Перелюбское месторождение расположено на юго-западном склоне Бузулукской впадины, в зоне развития Камелик-Чаганской системы линейных дислокаций (рис 2). По данным сейсморазведочных работ и материалам бурения эта система представляет собой ступенчато погружающиеся вглубь впадины выступы кристаллического фундамента. Поверхность каждой ступени наклонена на север, что благоприятствовало формированию в девонских отложениях ловушек для нефти и газа. Следует отметить, что структуры Перелюбского участка связаны с Денисовской ступенью, отдельные участки которой в различные этапы тектогенеза испытывали разноплановые движения, что отложило свой отпечаток на формировании отложений - смену фаций, изменение толщин, глубину стратиграфических размывов и т.д.[1,2].
В целом Бузулукская впадина заложилась в герцинский этап тектогенеза, формировалась на протяжении всей истории развития осадочного чехла и окончательно сформировалась в альпийский этап тектогенеза[1].
Верхнепротерозойско-фанерозойский платформенный чехол подразделяется на рифейско-вендский и палеозойско-мезозой-кайнозойский структурно-формационные комплексы. На изучаемой территории выделены палеозойский и мезокайнозойский структурно-формационные этажи. Палеозойские образования со следами размыва и угловыми несогласиями залегают на породах кристаллического фундамента. Терригенно-карбонатная формация эйфельско-раннефранского возраста, характеризуется сложным геологическим строением, наличием зон выклиниваний и дизъюнктивных нарушений. Подвижность отдельных участков данной территории в живетский период привела к образованию переслаивающихся толщ песчаных, алевролитовых, аргиллитовых и карбонатных отложений, значительно изменяющихся по толщинам и в стратиграфическом объеме, особенно воробьевского, ардатовского, муллинского и тиманского и пашийского горизонтов.
Известняково-доломитовая формация объединяет средне-верхнефранские, фаменские отложения девонской системы, а также каменноугольные Таблица 1 - Сведения о ГИС Перелюбского месторождения в процессе бурения отложения, кроме бобриковского и верейского-мелекесского горизонтов. При относительно спокойном накоплении пород при компенсированном осадконакоплении на различных этапах формирования толщ этой формации, фиксируются движения с различным знаком на различных участках Перелюбской площади, что подтверждается анализом толщин[2].
В позднепермский и мезозойский (триас) этапы тектогенеза шло накопление преимущественно терригенных отложений.
В преднеогеновый цикл тектогенеза территория испытала поднятие, что привело к размыву отложений палеогеновой, меловой и юрской систем и части триасовой.
С целью поиска залежей нефти и газа в пределах рассматриваемой территории были проведены сейсморазведочные работы, составлены паспорта на подготовленные структуры, в пределах которых начато поисковое бурение на нефть и газ. На Перелюбском участке было выделено четыре структуры по отражающим горизонтам D3карб и D2ef, находящихся в различных блоках, разделенных разрывными нарушениями. Здесь были пробурены скважины №№ 2, 3, 8, 9, 10, 11. Анализ данных бурения, дополнительные сейсмические материалы, полученные в 1997 году, привели к переосмыслению и переинтерпретации ранее полученных сейсмических данных. Во второй половине 1997 года была подготовлена структурная карта по отражающему горизонту D3карб, связанному с кровлей тиманско-пашийских отложений в пределах Перелюбского участка и с подошвой воронежского горизонта на Перелюбской и граничащей с ней с северо-востока Разумовской площадях.
Вся территория по глубинным разломам разбита на три блока - северный, центральный и южный.
В пределах северного блока пробурены скважины Перелюбская №3 и Разумовская №12. Центральный блок охарактеризован Перелюбскими скважинами №№2, 8, 9, 11. В южном же блоке была пробурена скважина Перелюбская №10.
Структурный план по кровле бобриковского горизонта нижнего карбона , совпадающему с отражающим горизонтом С1bb, резко отличается от структурного плана девона, описанного выше(приложение №2). Здесь отмечается региональное воздымание пластов с юго-востока от -3320 метров на северо-западе до отметок -3120 - -3110 метров. Разрывные нарушения редуцируются и сохраняются только вдоль северного и южного структурообразующих разломов. Отчётливо намечается северная, большая по размерам, относительно приподнятая часть и южная, меньшая по размерам, относительно опущенная часть. По кровле коллектора бобриковских отложений вырисовываются локальные положительные и отрицательные структуры преимущественно округлой и изометричной формы. Их размеры не выходят за пределы 1-2 км, при амплитуде 10-20 м. На севере фиксируется купол, северная часть которого находится за пределами исследованной площади. Его амплитуда превышает 20 м, при размерах до 1 км.I?I
Двумя тектоническими нарушениями: северным и южным Перелюбский участок делится на три блока: северный, центральный и южный.
В пределах северного блока воздымание пластов бобриковского горизонта фиксируется в северном и северо-восточных направлениях. Северная приподнятая зона характеризуется изменением абсолютных отметок от -3180 м до -3120 м, а северо-восточная, на погруженном юго-западном крыле которой пробурена Разумовская скважина №12, - от -3200 м до -3180 метров.
В пределах центрального блока бобриковский горизонт испытывает подъём от отметок -3260 до -3180 метров. На северном антиклинальном поднятии они поднимаются до отметок -3200 - -3180 метров. Здесь в районе скважин 2 и 9 и к северо-западу от скважины 8 картируются куполовидные поднятия в контурах изогипс -3200м.
В южном блоке бобриковский горизонт поднимается в запад-северо-западном направлении от -3280 м до -3220 м. В крайней северо-западной части этого блока выделяются небольшие.
Структурный план по кровле башкирского яруса среднего карбона незначительно отличается от структурного плана бобриковского горизонта, описанного выше (приложение №3). На фоне регионального подъёма башкирских отложений с ЮВ на СЗ выделяются небольшие по размеру и амплитуде приподнятые участки. На крайнем юге в районе скв.10 вырисовывается субширотная брахиантиклиналь, оконтуренная изогипсой 2680 м при амплитуде более 10 м и размерах 1,5×0,8 км.
На севере фиксируется купол, северная часть которого находится за пределами исследуемой площади. Южнее выделяется антиклинальная складка, оконтуренная изогипсой -2560м, в южной части складки пробурена скважина №3 Перелюбская, размеры складки 2,0×1,8км.
В центральной части исследуемой площади выделена брахиантиклинальная складка размерами 2,5×1,5км, оконтуренная изогипсой -2570м. В южной части её расположена скважина №9 Перелюбская, на востоке скважина №2 Перелюбская.
В юго-восточной части площади к СЗ от скв.№8 фиксируется приподнятая зона с двумя вершинами с абсолютными отметками -2670 м и -2640 м.
рельеф скважина месторождение перелюбский
4. Нефтегазоносность
Перелюбское многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение входит в состав Бузулукской нефтегазоносной области Волго-Уральской провинции.
В разрезе Перелюбского месторождения выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: башкирский, окский нефтегазоносные, бобриковский нефтеносный, тиманско-пашийский нефтегазоконденсатный, ардатовский и воробьевский газоконденсатные. Поскольку объектом исследования в курсовой работе являются залежи каменноугольных отложений ниже приводится характеристика каменноугольных комплексов.
Бобриковский горизонт
Терригенные отложения бобриковского возраста толщиной 30 м представлены аргиллитами с пластами и пропластками песчаников. Песчаники кварцевые, в ряде случаев уплотненные и глинизированные. Количество песчаных пластов меняется от 2 (в скв. № 10) до 5-6 (в скв. №№ 2 и 9) и, соответственно, процент песчанистости бобриковских отложений находится в пределах 0.26-0.46. Наиболее высокое значение коэффициента песчанистости фиксируется в скважине № 9 (0.46), а самое низкое (0.26) - в скважине № 3. Причиной столь низкого значения этого коэффициента в скважине № 3 является увеличенная толща пород в низах бобриковского возраста, представленных аргиллитами и глинистыми алевролитами. Покрышкой для песчаников служат аргиллиты бобриковского возраста толщиной 2-5 м.
По данным промысловой геофизики в скважинах 2,3,5,8,9,11 бобриковский пласт - коллектор нефтенасыщен, а в скважине 10 - обводнён. При испытании в скважине № 8 в эксплуатационной колонне в интервале 3375-3377 м (-3275,8 - 3277,8 м) получена нефть и газ дебитом: QH=23,6 м3/сут., Qг=2304 м3/сут. Водонефтяной контакт установлен в скважине №8 по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка на глубине 3378,0м (абсолютная отметка -3278,5м)(приложение №2,3).
Размеры залежи составляют 5,0×8,0 км, высота залежи 76м.
Общее время работы скважины №8 фонтанным способом составило 58,2сут. За это время отобрано 1416,9т нефти и 97,2тыс.м3 газа, фактически средний рабочий дебит составил 24,3т/сут на 4мм штуцере.
Выявленная залежь в бобриковских песчаниках по типу строения является пластовой сводовой, тектонически экранированной. Фазовое состояние в пластовых условиях - однофазная нефтяная.
Окский надгоризонт
Выявленная окская залежь (скв.№11) в доломитизированных известняках по морфологии является пластовой приуроченной к двум куполам, с единым газоводяным контактом. Покрышкой для залежи служат ангидриты, залегающие в кровле окского надгоризонта. В пластовых условиях представляет собой однофазную газоконденсатную систему.
Размеры залежи составляют: северной -1,5×2,0км, южной - 1,0×2,0км, высота залежи 10м. Начальное положение контура газоносности для участков категории С1 и С2 в плане принято на абсолютной отметке -2827,2м, что соответствует границе газонасыщенного пласта-коллектора в разрезе скважин 11 и 9 по ГИС(Приложение №2). Положение контура также подтверждается результатами испытания в скважине 11, где в интервале абсолютных отметок -2815,2 - -2827,2м получен приток продукции. Запасы категории С2 в пределах установленного контура газоносности в районе скважины 3 подсчитаны на площади 2044тыс.м2.
Башкирский ярус
В пределах башкирского яруса продуктивен черемшанский горизонт. В известняках черемшанского возраста по морфологии две пластовые залежи приурочены к двум куполам, по фазовому состоянию в пластовых условиях - однофазная нефтяная. Характерной особенностью пород этого возраста являются их высокие емкостные свойства. Как правило карбонаты черемшанского возраста обладают пористостью от 8 до 15%, определённой по комплексу АК+НГК, с прослоями уплотнённых разностей.
Размеры залежи составляют: северной - 2,25×1,5км, южной - 12.5×1,25км. Высота залежи разведанных запасов куполовидного поднятия в районе скважин 9, 11 равна 8м.
Запасы нефти и растворённого газа, подсчитанные на куполовидном поднятии в районе скважины 3, отнесены к категории предварительно оценённых из-за отсутствия испытаний в колонне. По заключению ГИС аналоги пластов-коллекторов в этой скважине продуктивны. Высота предполагаемой залежи 34м.
Контур ВНК для участка категории С1 принят на абсолютной отметке -2576,6м, что соответствует кровле водонасыщенного пласта-коллектора по ГИС в скважине 9, а также не противоречит результатам испытания в скважине 11, где из интервала абсолютных отметок -2568,2- -2581,2м получены нефть, газ и вода.
При испытании скважины №11 из карбонатов башкирского яруса получен приток вязкой обводненной (до 60%) нефти с относительно невысоким газовым фактором (до 50 м3/т) и периодически проявляющимся сероводородом в попутном газе (до 1,5% масс.) дебитом на штуцере 6 мм - 19,7 м3/сут., на штуцере 8 мм - 24 м3/сут. Плотность пластовой нефти - 0,8079 г/см3. Кнг=50-70%.
В сочетании с результатами испытания скважины №9 в процессе бурения при искусственном забое 2699м (кровля черемшанских отложений 2648м), при котором получен приток нефти дебитом 25-30м3/сут, карбонаты черемшанского возраста оцениваются как нефтенасыщенные. Толщины нефтенасыщенных пород составляют в скважинах: №3-5,2м, №9-3м, №2-3,8м и №8-6м.
. Гидрогеологические условия
Перелюбское месторождение располагается на северной окраине Прикаспийского артезианского бассейна. В гидрогеологическом разрезе здесь выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой - позднепермско-мезозойско-кайнозойский и подсолевой - палеозойский, разделенные регионально выдержанной водоупорной соленосной толщей.
Движение подземных вод надсолевых отложений осуществляется, в основном, с севера и северо-запада на юг - в сторону Каспийского моря, где происходит их разгрузка. Частичное питание подземных вод зоны свободного водообмена осуществляется за счет атмосферных осадков на участках выхода водопроницаемых пород на дневную поверхность, а разгрузка происходит в речную сеть[1].
Воды четвертичных и неогеновых отложений приурочены к аллювиальными делювиальным песчано-глинистым отложениям. Толщина водоносных горизонтов колеблется в зависимости от условий залегания и коллекторских свойств вмещающих пород. Дебит до 3 л/сек, минерализация от 1 до 4 г/л. Воды хлор-натриевые.
Ниже залегает нижнетриасовый водоносный комплекс. Водовмещающими породами данного комплекса являются пески и песчаники, а в верхней части также мергели, залегающие прослоями в толще глин. Мощности водонасыщенных отложений колеблются от нескольких метров до 25 м. Воды напорные.
Подземные воды верхнепермского водоносного комплекса залегают в прослоях песчаников, известняков и доломитов, залегающих на разных глубинах в толще глинистых пород татарского, казанского и уфимского ярусов. По данным промыслово-геофизических исследований воды комплекса имеют высокую минерализацию -до 100.0 г/л и более.
Подземные воды подсолевого гидрогеологического этажа находятся в зоне элизионного гидродинамического режима. Движение их происходит с юго-востока на северо-запад. Содержание ионов кальция в них низкое (около 3 мг/л), относительно невысоки также концентрации микрокомпонентов (йода и брома).
Заключение
В результате изучения геологического строения и нефтегазаностности Перелюбского месторождения, можно сделать следующие выводы. Литолого-стратиграфический разрез представлен комплексами пород палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, залегающими на архейском фундаменте.
Перелюбское месторождение расположено на юго-западном склоне Бузулукской впадины, в зоне развития Камелик-Чаганской системы линейных дислокации. В разрезе выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: башкирский, окский нефтегазоносные, бобриковский нефтеносный, тиманский и пашийский нефтегазоконденсатный, ардатовский и воробьевский газоконденсатные. Объектом исследования являются залежи каменноугольных отложений: бобриковский горизонт, окский надгоризонт, башкирский ярус.
Список литературы
1.Коваленко B.C. и др. Пути развития газо-нефтепоисковых работ в Европейской части России / Геология нефти и газа. - 1998.- № 1.
. И. К. Кондратьев «Паспорт на Перелюбскую площадь». ЗАО «НПЦ «Геонефтегаз», Москва, 2000г.
. Пуйшо А.П., Маринина Е.В., Бородянская Л.Ф. Проект разведки залежей нефти, газа и конденсата на Перелюбской площади/ Фонды ФГУГП "Нижневолжскгеология". - Саратов. - 2000.
. Шаталов О.В. Перспективы нефтегазоносности девона и карбона Дальнего Саратовского Заволжья в связи с новыми представлениями о тектонике региона / Фонды СГЭ НВНИИГГ. - Саратов. - 1982.