Нефтегазоносность молодых платформ. Примеры месторождений.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 13Следующая ⇒

Западно - Сибирская нефтегазоносная провинция — расположена на Западно-Сибирской равнине, приурочена к Западно-Сибрской молодой платформе. На востоке ограничена рекой Енисей, на западе — Уральскими горами, на юге — границей с Казахстаном и Алтайскими горами, а на севере — Карским морем. Основная масса месторождений расположена в пределах Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, также месторождения имеются в Тюменской области, Томской области, Омской области, Свердловской области, Новосибирской области и Красноярском крае.По геологическому строению Западно-Сибирская провинция представляет собой эпипалеозойскую тектоническую плиту с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Она расчленена на крупные депрессии и замкнутые поднятия первого порядка (своды и мегавалы). Как впадины, так и своды осложнены поднятиями второго порядка и локальными структурами. Локальные поднятия соответствуют выступам фундамента, амплитуда поднятий уменьшается вверх по разрезу осадочного чехла. Углы наклона крыльев структур продуктивных горизонтов редко превышает 1-2 градуса.

Палеозойские отложения фундамента сильно дислоцированы и метаморфизованы. Фундамент плиты погружается в направлении от краев к центру и в северном направлении. В северной части провинции толщина осадочного чехла может составлять 4 км и более.

В Западно-Сибирской провинции выделяются 15 нефтегазоносных областей. Каждая из них, в свою очередь, включает несколько нефтегазоносных районов. Четыре области на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская) преимущественно газоносные. Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская на западе, Фроловская, Среднеобская и Каймысовская в центре, Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская на востоке — нефтегазоносные, содержат, в основном, ресурсы нефти.

Нефтегазоносность отложений выявлена в широком стратиграфическом диапазоне, от пород палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.

Всего в Западной Сибири открыто более 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Крупнейшие месторождения — Уренгойское, Бованенковское, Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское и т. д.Hаиболее значительные м-ния: Cамотлорское, Mамонтовское, Фёдоровское, Bарьеганское, Усть-Балыкское, Mуравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Mедвежье, Xарасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое м-ние газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) - в 1960.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cp. течении p. Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефт. и нефт. залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глуб. от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефт. и газовых скважин высокие. Hефти в осн. cp. плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см3/м3. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см3/м3, достигает 800 см3/м3. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.

Туранская нефтегазоносная провинция — значительная северо-западная и северная части территории которой располагаются в пределах Казахстана, а остальная часть находится в западной части Средней Азии, контролируемая молодой эпигерцинской Туранской плитой. В казахстанскую часть провинции иногда называют Центрально-Казахстанская нефтегазоносная провинция.

Туранская НГП

Она располагается на территории трех государств: Казахстана, Туркменистана и Узбекистана.

Провинция в основном мезозойского (триас, юра, мел), в значительно меньшей степени кайнозойского (палеоген) и палеозойского (перми, карбон, девон) нефтегазонакопления. Нефтегазосодержащие породы от триаса (пермо-триаса) до палеогена включительно входят в состав типичного платформенного осадочного чехла.

Между фундаментом и типичным платформенным чехлом на многих участках установлен промежуточный структурный комплекс, относимый к нижней части осадочного чехла. Следовательно, фундамент Туранской плиты палеозойский или допалеозойский.

Туранская нефтегазоносная провинция по схеме нефтегеологического районирования А. А. Бакирова дифференцируется на несколько нефтегазоносных областей: На территории Казахстана (с запада на восток) располагаются преимущественно нефтеносные области Северо-Устюртской и Южно-Торгайской впадин.

На территории соседнего Узбекистана располагаются восточные части нефтегазоносных областей Северо-Устюртской и Амударьинской впадин и на территории Туркменистана чисто газоносные области Центрально-Каракумского свода, Мургабской впадины и западная часть преимущественно газоносной области Амударьинской впадины.

В целом в Туранской нефтегазоносной провинции сосредоточены большие запасы как нефти (Северный Устюрт и др.), так и газа (Амударьинская, Мургабская, Центрально-Каракумская газоносные области). Во всех перечисленных регионах производится добыча нефти и газа. Ведущими типами месторождений нефти и газа в описываемой провинции являются месторождения брахиантиклинальных и куполовидных поднятий платформенного типа.

Структуры, контролирующие крупные и уникальные нефтяные и газовые месторождения, ненарушенные, редко слабо нарушенные крупных размеров (30х10 км²; 20х7 км² и т. д.). В разрезах месторождений преобладают пластовые сводовые залежи, значительно реже встречаются массивные, пластово-массивные, пластовые тектонически, литологически и стратиграфически экранированные залежи. Коллекторами в большинстве случаев являются песчано-алевритовые разности пород. В качестве коллекторов в Амударинской нефтегазоносной области встречаются и карбонаты.

Из них крупные — Каламкас, Каражанбас, Северное Бузачи, Кумколь, Каракудук (все — Казахстан), Газли, Кандым, Шахпахты, Южный Иолотань-Осман, Мубарек (оба — Узбекистан).

Туранская нефтегазоносная провинция делятся на области:

1. Южно-Тургайская

2. Северо-Устюртская

3. Северо-Бузашинская

4. Сырдарьинская

5. Северо-Тургайская

6. Восточно-Аральская

7. Амударьинская

Предкавказско-Крымская (Скифская) нефтегазоносная провинция (Старо-Минского, Ленинградского, Майкопского, Тахта-Кугультинского, Величаевского, Озек-Суатского. Перспективы акваторий Азовского, Чёрного и Каспийского морей (месторождение им.Корчагина, Хвалынское, 170 км)

6.Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановленной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось относительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовыедавления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действительным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное давление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — скважина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин практически не представляется возможным найти универсальные зависимости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно принять такое время выдержки глубинного манометра для каждой скважины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величинуэтого среднего давления в пределах участка, примыкающего к скважине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

1) наличие, как правило, исходных данных о давлениях на различные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

2) зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построения карт изобар более детально.

Рис. Схема графического

приведения давлений на дату

составления карты изобар.

7 — давления по скважинам; 2 — зредняя (хронологическая) кривая падения давления; 3 — точки давлений по рачетным скважинам; 4 — искомые давления.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуществлять графическим методом, который обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущность метода заключается в следующем. Все замеры пластовых давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рис. ). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения давления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является приближенным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование средней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным результатам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уровню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород превышают принятую точность (0,5 кПсм²карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1572; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!