test

Девочки зонтики

среда, 13 марта 2013 г.

викуловская свита

викуловская свита

викуловская свита



1

На седиментацию в З. С комплексе влияют регрессия и трансгрессия. Из-за этих процессов шло различно е( по видам) осадконакопление, следоват-но различные по S и скорости накопления осадков. От колебаний зависят седиментационные циклы, по которым было распределение УВ в З.С. Регрессия наблюдается в неогене и палеогене.


При подъеме тер-ии увелич. S осадконакопления.



Современная палеотемпература на 25С ниже чем древн. Палеотемпература. Способы опр-я. по степени метаморфизма ОВ: График:   оси Х – время, У – отражательная способность витринита ; метод изотопности кислорода; циклическая смена климата => приспособленность животных к определенным климатическим условиям.



Диаграмма Пассеги. рис. Лепесток: ось У – медиана, Х – фракции. Верх-турбидитные потоки, правый-мутьевые. левый-русловые .



Гранулярные составляющие опр-ся речными. морскими и др.



Неокомский комлекс явл-ся основным н / г-ым горизонтом Зап .С иб. Неоком ком-с АС, БС – явл-ся осн н / г-ым горизонтом в З.С. н а востоке почти везде, на западе выклин-ся ( Фроловский разрез) - накапливались в неоднород усл-ях .



Клиноформное накопление. В зап части имел место глуб бассейн (все песч сюда сходили). Кол-р плохой, т.к. действовала гравитац сила за счет постоянного волнения.



Верх часть нижнего К пред-на Покурской свитой ( песч. толща пласты не выдержаны, похожа на Тюм. Свиту)



На зап.   Викуловская ( песч )              На востоке:    Суходудинская ; …



Х-Манс-ая ( гл )     <------------------------->   Яковлевская (гл)



Уватская



В центральной части пески (значит здесь поднятие).



Викуловская свита прод-на .



Сеноманский ярус (ПК1-6 ) – мел. о собен-ти. Связаны все гиган залежи Г на севере З.С.



Седиментация-разнопериодический процесс осадконакопления



Процесс седиментации определяется суммой 7 природных периодических процессов.



Отсутств. В геол. строгой периодичности есть результат волновых процессов. Процессы, влияющие на седиментацию: троповый магматизм. смена магнитного поля, образование надвигов, раскрытие впадин, на седиментацию влияет климат.



Фация-часть слоя одновозрастных пород, отл-ся от соседних частей этого же слоя своими литологич-ми и палеонтологическими усл-ми. Палеогеографич. Обстановка позволяет выделить 4 главные палеогеографические зоны: денудационно-аккумулятивну ю( разрушение и накопление), континентальную(аккумуляция), переходную от континента к морск. морская океанская.



Русловые и пойменные фации относ. К континент седим-ой обстановке, поэтому наблюдается невыдержанность литологич. Состава, мощностей.


Цвет г п – светло-серый, большое количество обломков, крупных растений (папоротников, древесины), отсутствие морских отложений. В долинах рек пойменные участки, где накапливаются преимущественно глин ы( имеют шнурковое стр-е ). При русловом валы явл-ся ловушками для н и г.



Фация-часть слоя одновозрастных пород, отл-ся от соседних частей этого же слоя своими литологич-ми и палеонтологическими усл-ми. Озера и болота – обр-ся тонкий материал, если скор рек вливается в озера => больше обломочного материала.



10. Современные и палеоскорости осадконакопления.



Современные скорости на порядок больше чем палеоскорости .



Аллювиальные равнины скорость седиментации в реках 8-18х10 7 м/млн .л ет, у нас 60-120 м/млн.лет. причина в осреднении, большая часть разреза нарушена.



Пустыни 500-15 м/млн .л ет.



14. В основе выделения лежит выделение покрышек различного уровня   региональности .



    по площади котор покрышка занимает в бассейне осад чехла.



Региональный S больше 60% S сед бас



субрегиональный 60-30%



зональная 30-5%



локальная мен 5%



    сложены: глинами ,х емоген,карбон,эвапоритов,обломоч породы



глинестые покрышки разл-ся по мин составу глин



самое лучшее содержание много набухающих пакето в( монтморилонита )



каоленитовые-плохие покрышки



Сол ь( эвапоритов )- самые лучшие. С глубиной св-ва ее улудшаються ,а глин ухудшаються ( становяться хрупкими)



за исключением орган вещ-ва остальные примеси ухудшают покрышки.



Хорошими св-ми обладают соединения окислов магния ,о ни обуславливают очень прочные св-ва для покрышек



    параметры покрышка ненадежная



мощность.   Важна критическая толщина.



Напр. Сеноман-при 200м. Алымская   с в - при 10м ненадежная



для каждой глины в раз-зе свои критичесие величины. Опред-ся экранические св-ва при Р прорыва газа в ней. Если 120атм-покрышка с высокими экранирующими св-ми.10-20 ненадежные



15-16. ПК1-ПК3 — континентальные отложени. Высокие коллект-е св-ва пористость 43%



Ниж альбск покр почти субрегиональна я( глины мощ 100-150) На глуб 2км выделяю-ся ниж абская покрышка-кашайская пачка



Б-глиноформенный ком-с



верхняя юрск комл



1 верхнеюрский глинистый



1.глинестые породы с прослоями карбон и кремнист-х. Q =0-1,5тыс/ сут. Коллектор коверно трещенный за счет выщелачивания корбанатного материала



2. пол-ки. келловей-батская эк-ся глинами ниже васюганки. мощ-30мет



везде встречаються залежи нефти и газа



Ю0-баженовка Ю10-абалак, васюганская Ю1123



в J 1 выделяют 3 невтегазаносных подкомплекса. надоякский Ю10, шарановский Ю11, зимний Ю12



А вся J 1-самостоятеьный нефтегаз компл



покрышки имеют мощость глнестой пачки тол-на 100-200 на сев ,в центре 20-30м максим 50



На сев вся J1   увелич по толщине и в них увелич доля морских отложений. Основн залежи открыты в центр части зап сиб .



17. В З.С. в разрезе выделяется до 13-15 перерывов в осадконакоплении:



    неогеновый подьем перерыв м/у палеогеном и средним мело м( датский ярус и ганькинская свита) сеноман и альбо м( иногда выделяеться перерыв в кровле сеномана ) апт и аль б ( внутри апта на рубеже апт барем (пласт А1 и А2) между готеривом и баремом м/ у вендом   и готеривом м/ у юрой и бериас+валанжин



-В J в кровле Ю 2 и васюганской свиты



-В пласте Ю10 м/у J 1и J 2



Латеральная миграция-перерыв в осадконакоплении



Метод скользящего окна разных размеров



Результат интерпретации разных процессов с разными периодами в одних случаях получается резонанс



Низкая скорость-баженовка ,а балак



С высокими скоростями зависимость (мало органики)



На Зап .С иб. оказано влияние развитие океанического цикла:



1) 200-220млн .л ет-галактический цикл,который характеризует вращение Земли вокруг Солнца



3) 29-35



4) 9.47 мл лет



5) 2.5



Выводы:



1. при осадконакоплении четка выделяются цикличность процесса, во время которых формируеться трансгрессия и регрессия ,с мена коллекторов покрышками, накопление осадков



прогресс седим определяеться суммой семи природных период процессов(760-560-развитие океана…)



отсутствие в геологии строгой периодичности есть результат интерференции разного масштаба.



200-60-30-10- окна скольжения



Процессы влияния на седим ЗС



1. траповый магматизм. Образование кальдеров



2. раскрытие впадин сев ледов океана. Море заняло все приполярные части и сев часть ЗС бассеина



3. сместилась полярность магнит поля. Изменилась ось бассеина и образовался наклон с в на з



4. образов восточноиндийского хребта и с ним разлом 5т км. Поле аркт океана поднялось –о бразовался Енисей. Восточная Сибирь надвинулась на запад.



5. неотектонический этап.



Следствие всего этого трансгрессия и регрессия






Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа №1_1994

©Н.Ф. Чистякова, А.Г. Малых, В.К. Третьяков, 1994



УСЛОВИЯ НАКОПЛЕНИЯ ПЕСЧАНИКОВ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ОТЛОЖЕНИЙ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ МАНСИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ



Н.Ф. ЧИСТЯКОВА (ТюмИИ), А.Г. МАЛЫХ (ЗапСибНИГНИ), В.К. ТРЕТЬЯКОВ (ГГП Хантымансийскнефтегазгеология)



Отложения апт-альбского возраста центральной части Мансийской синеклизы (викуловская свита, пласты BK1 и ВК 2-3 ) представляют интерес в качестве нового объекта промышленных скоплений углеводородов.



Осевая зона Мансийской синеклизы, имеющая северо-восточное направление, проходит через вершину Красноленинского свода. В разрезе нижнемеловых отложений этой зоны выделяют существенно глинистые породы фроловской свиты (берриас - нижний апт), песчано-алевритовые разности викуловской свиты (верхний апт - низы альба) и глинистую толщу ханты-мансийской свиты (альб).



По литологическим особенностям викуловскую свиту подразделяют на две подсвиты: верхнюю - существенно алеврито-песчаную и нижнюю - песчано-алевритоглинистую. Главный продуктивный горизонт - пласт BK1 в кровле викуловской свиты, являющийся типичным базально-трансгрессивным природным резервуаром. Он сформировался в процессе региональной альбской трансгрессии, приведшей к накоплению глинистой толщи - нижней подсвиты ханты-мансийской свиты.


Глинистая ханты-мансийская свита, служащая региональной покрышкой залежей, имеет нефтематеринский потенциал, который подтвержден качественными и количественными характеристиками битумоидов этих глин, высокой степенью метаморфизма РОВ в данном районе (до MK1 ), сходством характера молекулярно-массового распределения н- и изоалканов в битумоидах пород ханты-мансийской свиты и нефтях пласта BK1 на Каменном месторождении.



Для детального анализа условий накопления песчаников в верхней части викуловской свиты построены карты общих толщин, суммарных толщин проницаемых пропластков и песчанистости горизонта BK1 для Каменного и Ем-Еговско-Пальяновского месторождений ( рис. 1 ).



Нефтяная залежь в пласте BK1 на Каменной площади контролируется куполовйдным поднятием, объединяющим несколько разноориентированных локальных структур: Кальмановскую, Ай-Торскую, Каменную, Среднекаменную, Сеульскую Южно-Каменную. Карта общих толщин пласта BK1 отражает сложную систему изометрических, субширотных и субмеридиональных максимумов и минимумов ( рис. 2 ). Максимальные значения толщин изменяются в интервале 19-28 м; минимальные - 13-18 м. Наиболее контрастный минимум 9-14 м выделен на вершине Каменного локального поднятия. В целом по Каменной площади отмечается тенденция увеличения общей мощности пласта от сводов к крыльям локальных поднятий.


На карте суммарных толщин проницаемых песчаных пропластков наблюдаются значительные, а местами и резкие колебания значений - от 5 до 24 м ( рис. 3 ). Изолинии фиксируют субмеридионально ориентированные максимумы и минимумы. Суммарная мощность проницаемых песчаных пропластков увеличивается от сводов к крыльям и периклиналям локальных поднятий.


Это изменение согласуется с увеличением общей мощности пласта BK1 от сводов к крыльям положительных структур.



На карте песчанистости пласта BK1 Каменного месторождения видно, что данное куполовидное поднятие (структура II порядка) окаймляется с запада, востока и частично с юга изолиниями 100%. На востоке и юге изолиния 100% прослеживается вблизи ВНК Каменной залежи. На северном окончании Каменной залежи изолиния 100% не замыкается. Таким образом, залежь, приуроченная к Каменному поднятию, находится внутри зоны неоднородного строения пласта BK1. где песчанистость изменяется от 100 до 40%.


Изменение песчанистости залежи Каменного поднятия контролируется локальными поднятиями.



Выполненные построения показывают, что распределение песчанистости в пределах Каменного поднятия определяется наличием двух факторов: регионального и локального.



В региональном плане. песчанистость увеличивается как в западном, так и восточном направлениях - от центра Каменного куполовидного поднятия. Это отражает влияние двух источников сноса обломочного материала - Приуральского и Среднеобского.



В локальном плане отмечается тенденция уменьшения песчанистости на вершинах и ее увеличения на крыльях палеоподнятий, игравших роль прибрежных отмелей в зонах действия приливно-отливных волн. В результате воздействия последних песчаный материал сносился с вершин на пологие склоны поднятий дна бассейна. Более тонкоотмученные алевритоглинистые частицы относились дальше и оседали в зонах локальных межкупольных понижений.



Характер кривых ПС, фиксирующих количество максимальных значений амплитуды ПС, позволяет выделить три типа строения пласта BK1. отражающих качественную связь между песчанистостыо пласта и степенью его однородности: 1) в разрезе присутствует один максимум ПС, пласт индексируется как однородный, монолитный песчаник; 2) в пласте отмечаются два высокопроницаемых пропластка; 3) пласт расчленен на три и более (до 5-6) высокопроницаемых пропластка .



Анализ распространения зон развития этих трех типов в пределах пласта BK1 Каменной площади показал, что песчаники 1-го типа преобладают на участках, где коэффициент песчанистости достигает 80-100%, а зоны распространения песчаников 3-го типа пространственно тяготеют к депрессиям, заливообразным понижениям, седловинам между локальными вершинами, где песчанистость варьирует в широких пределах, но обычно ниже 60-70%. Песчаники 2-го типа не имеют отчетливой связи с величинами песчанистости пласта BK1 .



Подобные построения, были проведены и для Ем-Еговско-Пальяновского месторождения. Ем-Еговское поднятие имеет в плане форму купола, оконтуриваемого изогипсой кровли пласта -1340 м. Купол состоит из трех вершин - юго-западной, северо-западной и центральной.



Пальяновское поднятие, ориентированное в субмеридиональном направлении, оконтуривается изогипсами -1420 и -1400м, причем изолиния -1420 м на западе не замыкается и охватывает с юга и севера Восточно-Ем-Еговскую приподнятую зону, отрисовывая седловину между Ем-Еговским и Пальяновским поднятиями. Последние контролируют единую нефтяную залежь, хотя положение ВНК в западной части площади на 60-80 м выше, чем в восточной, что ставит под сомнение наличие единого скопления со столь значительным наклоном водонефтяного раздела. На карте общих толщин пласта вырисовывается несколько максимумов, совпадающих с присводовыми частями локальных поднятий.


Наиболее контрастное изменение мощности отмечено на юго-западной вершине, где на своде мощность составляет 20-24м, а на крыльях и периклиналях сокращается до 14 м. В пределах северо-западной вершины мощность меняется незначительно - от 13 до 18 м, причем максимум приходится на юго-восточное крыло локального поднятия (скв. 546).



Центральный Ем-Еговский купол характеризуется толщинами 16-20 м в присводовой части и 12-14 м на седловине, разделяющей этот купол и западную приподнятую зону.



Вдоль южного крыла Центрально-Ем-Еговского поднятия вырисовывается субширотный максимум, в пределах которого мощность меняется от 25 м (скв. 4) до 16 м на севере (скв. 509) и 13 м на юге (скв.


548). Эта субширотная зона далее к востоку соединяется с Восточно-Ем-Еговской седловиной. В центре последней мощность пласта составляет 18 м; к северу и югу она снижается до 13-14 м. Пальяновское поднятие отличается максимальными толщинами пласта в своде 16-18 м. Мощность снижается на крыльях и периклиналях поднятия до 12-14 м.



Весьма характерной особенностью описываемой площади является резкое уменьшение общих толщин пласта на восточном крыле Центрально-Ем-Еговского купола, где последний граничит, с широкой заливообразной депрессией. Мощность пласта на коротком расстоянии уменьшается от 20 до 8 м. Такие изменения свойственны склонам вдольбереговых баров, обращенным в сторону открытого моря. Приуроченность максимальных толщин пласта к присводовым участкам поднятий и заметно выпуклая форма кровли песчаного тела указывают на баровую природу всех локальных поднятий Ем-Еговско-Пальяновской площади.



Карта суммарных толщин проницаемых песчаных пропластков в западной и центральной частях Ем-Еговского поднятия аналогична карте общих толщин пласта BK1. На этом пространстве пласт BK1 представлен однородными песчаниками без слабопроницаемых пропластков.



На площади седловины между Ем-Еговским и Пальяновским поднятиями, т.е. в Восточно-Ем-Еговской зоне, отмечается уменьшение суммарных толщин песчаников от 18 м в центре до б м на севере и 10-12 м на юге.



Пальяновское поднятие оконтуривается изолиниями от 12-14 м в своде до 6 м на западном, восточном крыльях и до 9 м в южной части структуры. На южной периклинали Пальяновского поднятия суммарные толщины вновь возрастают от 10 до 16 м (между скв. 583 и 451).


Карта песчанистости пласта BK1 хорошо согласуется с картой суммарных толщин песчаников.



На большей части Ем-Еговского поднятия развиты однородные монолитные песчаники 1-го типа. На Восточно-Ем-Еговской седловине и в присводовой зоне Пальяновского поднятия распространены песчаники с алевритовым пропластком 2-го типа. Песчанистость на Восточно-Ем-Еговской седловине уменьшается к востоку, северу и югу от 100 до 70%. В обширной депрессии, разделяющей северные части Ем-Еговского и Пальяновского поднятий, пласт BK1 заметно глинизируется и расчленяется на три и более прослоев.


Песчанистость уменьшается от бортов к днищу депрессии от 70 до 40%. Одновременно уменьшается общая толщина прослоев песчаников от 15 до 6 м.



Литологические особенности пласта BK1. рассмотренные на примере Каменного и Ем-Еговско-Пальяновского месторождений, заключаются в том, что на Каменном месторождении однородные песчаники умеренной мощности, обладающие сравнительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, накапливались на склонах локальных палеоподнятий. На вершинах локальных поднятий отлагались песчаные осадки с прослоями менее проницаемых алевритовых пород. Песчаники с тремя и более прослоями слабопроницаемых пород характерны для участков локальных депрессий и межкупольных седловин.



В отличие от Каменного месторождения, где мощность песчаников увеличивается от вершин к крыльям поднятий, на Ем-Еговско-Пальяновской площади максимальные мощности с улучшенными коллекторами тяготеют к современным сводам положительных структур. На Ем-Еговской площади пласт BK1 представлен однородно монолитным телом баровых и пляжевых фаций с относительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На Пальяновской площади баровые пески сменяются песчано-алевритовыми и глинистыми породами на всех склонах палеоподнятия.



Вероятно, в пределах Каменной площади дно седиментационного бассейна было несколько глубже, чем в Ем-Еговско-Пальяновской зоне, и в распределении грубообломочного материала большую роль играли подводные вдольбереговые течения. Формирование песчаных тел на Ем-Еговском и Пальяновском погребенных поднятиях сопровождалось устойчивым "ростом" баров под воздействием приливно-отливных волн.



Таким образом, нефтеносность пласта BK1 на Каменном и Ем-Еговско-Пальяновском. поднятиях связана с его литологической неоднородностью. Песчанистость изменяется от 40-50 до 80-90%. Залежи нефти в данном районе контролируются малоамплитудными поднятиями III и II порядков, картируемыми по кровле викуловской свиты.



Ниже пластов BK1-3. в которых уже выявлены залежи нефти, при корреляции выделяются песчаные пласты BК 4-6. разделенные глинисто-алевритовыми пачками. В целом интервал разреза от кровли пласта BK1 до подошвы горизонта ВК 6 характеризуется переслаиванием алевритопесчаных пород; здесь отсутствуют выдержанные по простиранию прослои тонкоотмученных глин, что придает всей толщине облик единого пластово-массивного регионального резервуара.



Ниже пласта ВК 6 до кровли алымской свиты разрез викуловской свиты меняется в сторону большей глинизации. Нижняя часть свиты представлена переслаиванием песчано-алевритовых и алевритоглинистых пород. Общая мощность нижней части свиты составляет 120-140 м. В ней прослеживаются пласты ВК 7-11. причем вниз по разрезу толщины песчаных прослоев уменьшаются, а глинистых - увеличиваются.



Залежи нефти в резервуаре BK1 выявлены только в тех структурных ловушках, где этот пласт неоднороден, т.е. только там, где песчанистость меньше 100% или где она еще и заметно изменяется в пределах площади ловушки.



Скопления нефти отсутствуют на площадях, где пласт BK1 представлен однородными песчаниками без прослоев алевритоглинистых пород. Так, пласт BK1 водоносен на относительно высокоамплитудных поднятиях - Галяновском, Средненазымском, в Инжегорско-Каремпостской приподнятой зоне и на других площадях, находящихся восточное и западнее полосы распространения неоднородности сложнопостроенного резервуара.



Там же, где пласт BK1 сливается с массивным песчаным мегарезервуаром викуловской свиты, углеводороды, генерированные альбскими глинами, рассеиваются в мощной и объемной, существенно песчаной толще.



Подземные воды, заключенные в отложениях викуловской свиты, характеризуются полигенностью.



Приконтурнме воды, омывающие залежи нефти, по значению K Na Cl > 1 относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу элизионного генезиса*. Их минерализация снижается до 4-2 г/л, а отношение НСО 3 /Сl возрастает в направлении от залежей в сторону нефтесборных депрессионных заглинизированных участков.



Подземные воды отложений викуловской свиты, не содержащих жидких углеводородов, отобранные на отметках ниже залежей углеводородов, по K Na Cl < 1 относятся к хлоридно-кальциевому типу. Это воды первичные, седиментационные. Их минерализация составляет 12-15 г/л и отражает гидрохимическую обстановку опресненного морского мелового палеобассейна на данной территории.



Для интервала апт-альбских отложений данного района (1400-1700 м) максимальные температуры составляют 71 С. Битуминологический и хроматографический анализ битумоидов пород, проведенный в ГАНГе и ТюмИИ, показал, что битумоиды темно-серых аргиллитов, отобранных на глубинах 1470-1702м, претерпели нижнюю буро-угольную (Б3 ) стадию углефикации.



Данные битумоиды генерируют н- и изоалканы с числом атомов углерода в молекуле от C8 до С 30 и характеризуются значениями коэффициента подвижности (Кп), равными 0,87-0,97. Эти высокие значения Кп указывают на начавшуюся сравнительно недавно эмиграцию микронефти из нефтематеринских пород. Это хорошо согласуется с высоким процентным содержанием углеводородов и низким процентным содержанием гетеросоединений в составе этих битумоидов.



На основании характера молекулярно-массового распределения н- и изоалканов в нефтях и битумоидах пород было установлено их генетическое родство.



Следовательно, при формировании залежей нефти в пластах BK1 и гидродинамически связанных с ними пластах ВК 2-3 в процессе латерально-ступенчатой миграции углеводороды поступают из депрессий в пласты-коллекторы вместе с отжатыми из нефтематеринских глин альбского возраста элизионными водами.



В качестве неантиклинальных ловушек выступают зоны развития неоднородного, фациально изменчивого резервуара.



Из изложенного следует, что поиски новых скоплений углеводородов в пласте BK1 и гидродинамически связанных с ними пластах ВК 2,3 целесообразно проводить в ловушках, находящихся в пределах субрегиональной зоны литологической изменчивости викуловской свиты данного района.



* Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф.


Чистякова и др. - М. Недра, 1988.



Рис. 1. Схема расположения месторождений в районе работ:



1 - Ольховское, 2 - Большое, 3 - Центральное, 4 - Рогожниковское, 5 - Назымское, б - Тункорское, 7 - Апрельское, 8 - Портасинское, 9 - Северное Камынское, 10 - Среднее Назымское, 11 - Каремпостское, 12 - Сосново-Мысское, 13 - Лебяжье, 14 - Ем-Еговское, 15 - Палья-новское, 16 - Каменное, 17 - Северное Селияровское, 18 - Гальяновское, 19 - Сыньеганское, 20 - Елизаровское, 21 - Селияровское, 22 - Ханты-Мансийское



Рис. 2. Карта изменения общей толщины пласта BK1 Каменного месторождения (м - б 1:200 000):



1 - в числителе - номер скважины, в знаменателе - мощность пласта, м; 2 - изолинии толщин пласта, м; 3 - положение ВНК; 4 - граница между зонами разного строения пласта; 5 - песчаный пласт: а - монолитный, б - разделенный на два пропластка алевритоглинистой породой, в - разделенный на три и более пропластков алевритоглинистой породой



Рис. 3. Карта изменения суммарных толщин песчаных пропластков пласта BK1 Каменного месторождения (м - б 1:200 000): 1 - в числителе - номер скважины, в знаменателе - суммарная толщина песчаников, м; 2 - изолинии суммарных толщин песчаников, м; 3 - изогипсы кровли пласта BK1. м; 4 - положение ВНК



Analysis of sandstones formation conditions, hydro-geological characteristics of Viculov serie undergroun-de waters, bitumen characteristics of Khanty-Mansi serie and hydrocarbon pools location in Alpian-Albian deposits is given. Qualitative and quantitative characteristic of Khanty-Mansi bitumen allows to regard these clay deposits as oil and gas productive. Hydrocarbon pools location in Vicul serie is determined by zones of facies change of the reservoir and is caused by liquid hydrocarbons migration from low zones of Khanty-Mansi serie to reservoir-beds.


Mordem hydrocarbon migration in Vicul serie is reflected in content of underground waters, washing oil pools.






Диссертация на тему «Прогнозирование зон улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты для оценки перспектив нефтегазоносности Красноленинского свода (Западная Сибирь)» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых | disserCat — электронная библиотека диссертаций и авторефератов, современная наука РФ

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Мулявин, Константин Михайлович



Список рисунков.



Список таблиц.



Введение.



Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность Красноленинского свода .



1.1. Состояние геолого-геофизической изученности.



1.2. Стратиграфическая характеристика.



1.3. Тектоника .



1.4. Гидрогеология .



1.5. Нефтегазоносность .



1.6. Характеристика нефтегазоносных комплексов Красноленинского свода по результатам сейсморазведочных исследований на примере Ем-Еговской площади.



Глава 2. Методика изучения, выделения и оценки коллекторов абалакской свиты.



2.1. Методика выделения коллекторов с использованием комплекса ГИС.



2.2. Методика комплексной интерпретации данных ГИС с целью выделения коллекторов и оценки их подсчетных параметров.



Глава 3. Цитологическая характеристика пород верхнеюрских отложений Красноленинского свода.



3.1. Вещественный состав пород абалакской свиты.



3.2. Вещественный состав пород баженовской свиты.



Глава 4. Условия формирования коллекторов в верхнеюрских отложениях .



Глава 5. Коллекторские свойства пород верхнеюрских отложений Красноленинского свода.



5.1. Петрофизическая характеристика коллекторов абалакской свиты.



5.2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств отложений баженовской свиты.



Глава 6. Закономерности распределения коллекторов в отложениях абалакской свиты .



Глава 7. Критерии прогноза зон развития и закономерности распространения улучшенных коллекторов.



Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Прогнозирование зон улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты для оценки перспектив нефтегазоносности Красноленинского свода (Западная Сибирь)"



Актуальность темы. К настоящему времени в пределах лицензионных участков ОАО «ТНК-Нягань» Красноленинского месторождения пробурено более 6500 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин .



В результате была установлена промышленная нефтегазоносность отложений мелового (викуловская свита), юрского (баженовская, абалакская, тюменская, шеркалинская свиты. ба-зальный горизонт) и доюрского (верхняя часть) комплексов (образования фундамента).



Залежи нефти в отложениях викуловской и шеркалинской свит находятся в промышленной разработке. В опытно-промышленной эксплуатации находятся залежи нефти абалакской и тюменской свит на Ем-Еговской площади, базального горизонта на Каменной площади. Залежи нефти коры выветривания (верхней части) доюрского комплекса находятся в пробной эксплуатации на юге Талинской площади.



Однако, несмотря на большой объем исследований, изученность выявленных залежей нефти неравнозначная.



Наименее изученными оказались « нетрадиционные » для Западной Сибири залежи углеводородов, связанные с отложениями абалакской свиты, базального горизонта и коры выветривания доюрского комплекса. Слабая изученность этих залежей обусловлена, прежде всего, сложностью их строения, а также тем, что основным объектом постановки геологоразведочных работ были отложения шеркалинской свиты.



Ухудшение структуры остаточных запасов нефти промышленно разрабатываемых залежей шеркалинской свиты, проблемы, возникающие при разработке залежей в викуловской свите и, соответственно, падение добычи нефти в рассматриваемом районе делает весьма актуальным более углубленное изучение нетрадиционных залежей абалакской свиты.



Абалакская свита, промышленная продуктивность отложений которой была установлена в 1991 году, на сегодняшний день является одним из основных объектов нефтедобычи на Крас-ноленинском месторождении. За 13 лет добыто 5,3 млн. тонн нефти при работающем фонде скважин не превышающем 30.



Из-за отсутствия технологий извлечения нефти из отложений тюменской свиты и выработки запасов из горизонта ЮКю -u, простаивающий фонд эксплуатационных скважин на месторождениях составляет более 2500. Эти скважины уже в настоящее время могут быть введены в эксплуатацию при условии выделения в них потенциально продуктивных коллекторов абалакской свиты. В связи с этим детальное изучение литолого-петрофизических свойств пород абалакской свиты, получения надежных связей типа керн-ГИС, оценка коллекторского потенциала, прогноз зон развития улучшенных коллекторов являются первоочередной задачей и целью представляемой работы.



Цель работы.



Обоснование выбора критериев прогноза зон развития и распространения улучшенных коллекторов в верхнеюрских отложениях абалакской свиты Красноленинского свода на основании изучения и выяснения закономерностей их генезиса и формирования.



Основные задачи.



1. Изучение состава и строения абалакской свиты Красноленинского свода.



2. Определение факторов формирования коллекторов в отложениях абалакской свиты.



3. Выбор комплекса геофизических методов изучения коллекторов и оценка коллек-торского потенциала абалакской свиты.



4. Определение критериев для прогноза зон развития и закономерностей распространения улучшенных коллекторов.



5. Оценка потенциальных запасов нефти прогнозных зон для их доразведки и ввода в эксплуатацию.



Фактический материал.



В основу диссертационной работы положены результаты многолетних исследований автора по изучению геологии и нефтегазоносности Красноленинского свода, полученные в ходе непосредственной его работы как в Комплексной геологической экспедиции ОАО «ТНК-Нягань», так и на скважинах месторождений. Собраны и обработаны геолого-геофизические материалы: результаты бурения (более 400 поисково-разведочных и 5500 эксплуатационных скважин) и геофизических работ (100 кв. км ЗД и более 10000 пог. км 2Д), научные исследования по территории Западно-Сибирской провинции, проводимые в разное время СибНИИНП, ЗапСибНИГНИ. СО РАН, ИГиРГИ, ТГНГУ, ОАО «ЦГЭ», ОАО « ТНК », ВНИГРИ, ВНИИНефть, РГУНГ им.


И.М. Губкина и др.



Научная новизна.



1. Разработана методика комплексной интерпретации данных ГИС. на основании которой выделены коллекторы абалакской свиты и оценены их подсчетные параметры.



2. Определены типы коллекторов и факторы их формирования в отложениях абалакской свиты Красноленинского свода.



3. Определены критерии прогноза зон развития и закономерности распространения улучшенных коллекторов.



Практическая значимость.



1. Обоснованы критерии и методика выделения зон улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты.



2. На основе комплексирования данных различных геолого-геофизических методов и применения методов физического и математического моделирования в пределах эталонных участков построены зональные карты и схемы, обосновывающие выделение зон различной перспективности отложений абалакской свиты.



3. Разработаны основные факторы, определяющие продуктивность отложений абалакской свиты в пределах Красноленинского свода.



4. На основе предложенного автором подхода к выделению продуктивных отложений абалакской свиты на Ем-Еговском лицензионном участке, совместно с ОАО «ТНК-Нягань» выделены новые объекты на территории Талинского месторождения. В 2003 г. опробованы 6 простаивающих в бездействии скважин (выработаны запасы нефти целевого горизонта КЖю-и) с коэффициентом успешности 88%, прирост запасов по итогам года составил 1,2 млн. тонн.



5. Разработанные рекомендации были использованы для обоснования перспектив нефтеносности абалакской свиты за пределами Красноленинского свода, в частности, в Уват-ском районе.



Защищаемые положения.



1. Факторы формирования улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты. В плотных карбонатных и кремнистых породах эффективная пористость образуется за счет тектонических процессов, выщелачивания и перекристаллизации, в результате чего формируются порово-трещинные, трещинно-поровые, реже трещинные типы коллекторов.



2. Закономерности распространения улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты Красноленинского свода. Улучшенные коллекторы приурочены к тонким прослоям известняков, доломитов. силицитов в большей степени подверженных трещиннообразо-ванию при воздействии тектонических нагрузок. Породы-коллекторы приурочены к присводо-вым и склоновым частям локальных поднятий.



3. Прогноз зон улучшенных коллекторов в отложениях абалакской свиты Красноленинского свода. На основе разработанных критериев наиболее перспективные зоны выделены на Ем-Еговской, Талинской и Каменной площадях.



Апробация работы.



Основные положения диссертации опубликованы в 7 печатных и более чем в 25 фондовых работах, неоднократно докладывались на всесоюзных, всероссийских и республиканских научных конференциях и семинарах (1982 год - IV годичная конференция Тюменского отделения ВМО АН СССР, 1983 год - конференция Гипротюменнефтегаз «Проблемы освоения месторождений Западной Сибири и прилегающих территорий», 1984 год - г. Учкекен конференция молодых ученых и специалистов, секция « геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», 2003 год - VI научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО » и др.)- Кроме того, результаты научных исследований были использованы при подготовке и представлении ряда отчетов по подсчету запасов, в т.ч. 1991 г. - ГКЗ СССР «Подсчет запасов. на Каменной площади .»; 1997 - 2003 годы - защита на ТКЗ ХМАО приростов запасов по пластам абалакской и тюменской свит Талинской, Ем-Еговской и Каменной площадей; 1998 год - защита на Межведомственной комиссии по ГРР ХМАО предварительной модели залежи нефти в пласте K)Ki абалакской свиты Ем-Еговского месторождения и др.; ежегодно представлялись при рассмотрении и защите итогов и планов ГРР по месторождениям Красноленинского свода на заседаниях Межведомственной комиссии по ГРР РФ в 1991-2002 годах.



Структура работы.



Работа состоит из введения, 7 глав и заключения, объемом 133 стр. 62 рис. 2 таблиц. Выполнена в ОАО « Тюменская нефтяная компания » и ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАЕН. профессора И.С. Джафарова, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку.


Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе чл.-корр. РАН М.Д. Бе-лонину, докторам г.-м. наук В.Н. Макаревичу.


С.В. Остапенко, Н.В. Танинской, С.Ф.Хафизову и В.В.


Шиманскому. кандидатам г.-м.наук М.Ю. Зубкову, В.К. Рыбаку. О.В. Бакуеву, а также В Н. Баринову, М.А.


Волкову и др.



В разное время вопросам нефтегазоносности абалакской свиты были посвящены работы О.В. Бакуева. В.Н. Баринова, В.И.


Белкина, Н.М. Белкина. МА.


Волкова, В.В. Гузеева, Р.А. Данилина.


С.Б. Денисова, Т.Ф. Дьяконовой, В.Г. Елисеева. Г.С.


Зайцева, М.Ю. Зубкова, Ю.А. Кузьмина. И.И.


Нестерова, В.Ф. Панова, С.Ф. Панова.


П.И. Пастуха, Е.А. Романова, В.К. Рыбака. Н.А.


Сергеевой, А.В. Синькова, С.А. Скрылева. В.П. Сонича, И.П.


Толстолыткина, С.Ф Хафизова, В.Ф. Чарыкова. В.В. Шиманского, В.И.


Шпильмана, С.Ю. Шутько. Г.С.


Ясовича и других.



Изначально предполагалось, что промышленно нефтеносные отложения абалакской свиты развиты только в пределах Красноленинского свода, причем преимущественно в его северной части. Однако в результате исследований, выполненных автором совместно с О.В. Бакуе-вым, С.Ф.


Хафизовым и др. удалось доказать их существенно более широкое распространение, в частности, в Уватском районе - на Кальчинской. Северо-Демьянской и ряде других площадей. Установлены также примеры продуктивности абалакской свиты в Сургутском нефтегазоносном районе (НГР).


Тем не менее, основной интерес представляет именно Красноленинский свод, где эти отложения промышленно нефтегазоносны. и где накоплен самый значительный фактический материал.



Заключение диссертации по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Мулявин, Константин Михайлович



Заключение



Разработка критериев прогнозирования, выделения и оценки сложнопостроенных. нетрадиционных для Западной Сибири коллекторов нефти в отложениях абалакской свиты базировалась на основе комплексных геолого-геофизических исследованиях с привлечением методов физического, сейсмического. тектоно-сидементационного и математического моделирования.



Изучены особенности геологического строения рассматриваемых залежей, вещественный состав пород-коллекторов, их фильтрационно-емкостные свойства как на основе лабораторных исследований керна. так и данных геофизических и гидродинамических исследований скважин .



В итоге проведенной работы получены следующие основные результаты:



1. На основе анализа и обобщения материалов исследований керна, данных геофизических и гидродинамических исследований и испытаний скважин в абалакской свите выделены преимущественно сложные порово-трещинные и трещинно-поровые, реже простые трещинные типы коллекторов;



2. Разработана методика интерпретации ГИС с целью выделения в разрезе скважин сложнопостроенных карбонатных коллекторов абалакской свиты и оценки их типа и емкостных свойств;



3. Выявлены основные факторы, определяющие продуктивность отложений абалакской свиты верхней юры;



4. Обоснованы критерии выделения и оценки сложнопостроенных залежей нефти абалакской свиты с использованием данных комплекса геолого-геофизических и дистанционных методов исследования. Сформулированы этапы и принципы комплексирования различных методов для изучения рассматриваемых объектов;



5. Благоприятными предпосылками для обнаружения наиболее продуктивных зон в залежах абалакской свиты являются:



- наличие как можно большего количества прослоев пород, имеющих жесткий каркас ( силицитов или карбонатов); при этом, более предпочтительны карбонаты ( известняки или доломиты) как наиболее подверженные процессам растворения и выщелачивания;



- благоприятная геодинамическая обстановка (зоны растяжения, обуславливающие разуплотнение пород, образование трещин отрыва), определяемая структурно-тектоническими, структурно-морфологическими особенностями строения абалакской свиты;



- благоприятное энергетическое состояние залежи - пластовые давления должны быть близки к первоначальным.



6. На основе использования разработанных критериев в пределах опытных участков, по залежам абалакской свиты выделены наиболее перспективные зоны и участки на Ем-Еговской, Талинской и Каменной площадях. Полученные в процессе работы результаты позволяют наглядно оценить ореолы развития коллекторов с улучшенными ФЕС в отложениях абалакской свиты на территории Красноленинского свода и перспективы их нефтегазоносности .



7. Подготовлена программа опробования пласта K)Ki абалакской свиты в эксплуатационных скважинах пробуренных на нижележащие пласты тюменской свиты и находящихся в бездействии по геолого-техническим причинам. В результате ее реализации (начата в 2003 году на Талинской площади) уже сейчас получен прирост промышленных запасов нефти в объеме 1.5 млн. тонн ( дебиты нефти составляют 10-70 т/сут.).



8. Полученные в ходе исследований выводы были успешно использованы для обоснования перспектив нефтеносности отложений абалакской свиты в других районах Западной Сибири, в частности, в Уватском районе.



Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Мулявин, Константин Михайлович, 2004 год



1. Абдулин Р.А. Отчет по теме 7/88 Детализация геологического строения продуктивных пластов шеркалинского горизонта Талинского месторождения. Новотарманск, 1988, фонды ОАО «ТНК-Нягань».



2. Белкин В.И. Отчет о НИР. Разработка геологических моделей сложных резервуарных систем.


Тюмень, 1988, фонды СибНИИНП.



3. Бондаренко С.С. Куликов Г.В. Подземные промышленные воды.


М: Недра, 1984, 358с.



4. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович. И. И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.


М. Недра, 1975. 680 с.



5. Гидрогеологические и палеогидрогеологические условия формирования залежей нефти и газа / Е. А. Барс. С.Н. Титкова, Н.А. Климанова и др.


М. Наука, 1977. 79 с.



6. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Л. Недра, 1985, 279 с. (Министерство геологии СССР, ВНИГРИ).



7. Елисеев В.Г. Индексация продуктивных пластов в разрезе юры Красноленинского свода. Тюмень, труды ЗапСибНИГНИ, 1978, вып.


130, с.64-68.



8. Елисеев В.Г. Нестеров И.И. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских платформенных отложений Шаимского и Красноленинского нефтеносных районов. Тюмень, труды ЗапСибНИГНИ, 1971, вып.


43, с. 41-43.



9. Жданов С.А. Разработка эффективной технологии доразработки абалакской свиты комбинированным воздействием водных оторочек. содержащих нефтеводорастворимый полимер, с созданием в пласте режима растворенного газа. ОАО « ВНИИнефть », Москва-1997 г.



10. Зорькин JI.M. Геохимия газов подземных вод нефтегазоносных бассейнов. М. Недра, 1973.224 с.



11. Зубков М.Ю. Цитологическая и емкостная характеристика, условия формирования баже-новской и абалакской свит Ем-Еговской и Каменной площадей. АО «Эколого-инженерный центр», Тюмень-1993 г.



12. Зубков М.Ю. Отчет о НИР. Изучение вещественного состава нефтегазоносных отложений и закономерности их распространения на площадях.


Тюмень, 1988, фонды СибНИИНП.



13. Зубков М.Ю. Стандартные литолого-петрофизические исследования керна. отобранного из разведочных и эксплуатационных скважин ОАО «ТНК-Нягань». Договор №591С7. ОАО « СибНИИНП », ООО « Сибгеоцентр », Тюмень, 2000 г.



14. Зубков М.Ю. Скрылев С.А. Чуйко А.И.


Опыт и проблемы применения геофизических методов при изучении залежей нефти в абалакской свите Красноленинского месторождения. Ж-л « Каротажник », №41



15. Зубков М.Ю. "Условия образования залежей нефти в баженовской свите" Диссерт. на со-иск. уч. ст. канд. геол.-минер. наук, 230 е. Тюмень, 1984 г.



16. Карагодин Ю.Н. Литостратиграфическая модель нижне-среднеюрских отложений Красно-ленинского свода Западной Сибири. Геология и геофизика.


1993, т. 34, №4, с. 19-26.



17. Кругликов Н.М. Гидрогеология северо-западного борта Западно-Сибирского артезианского бассейна. Л. Недра, 1964. 16с. (Труды ВНИГРИ.


Вып. 238).



18. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. М. Недра, 1976. 157 с.



19. Методическое руководство по выделению коллекторов и определению пористости пород абалакской свиты Ем-Еговской свиты. КГЭ ОАО « Кондпетролеум », Нягань-1999г.



20. Мухер А.Г. Отчет по теме Выявление закономерностей размещения пород-коллекторов в нижне-среднеюрских отложениях Красноленинского свода с помощью детальных палеогеографических реконструкций. Тюмень, 1983, фонды ЗапСибНИГНИ .



21. Нежданов А.А. Огибенин В.В. Зоны повышенной продуктивности в отложениях тюменской свиты Красноленинского свода.


Геология нефти и газа, 1982, №9, с. 7-12.



22. Обоснование геологической модели залежи нефти в отложениях абалакской свиты Ем-Еговской площади. КГЭ ОАО « Кондпетролеум », Нягань-1997 г.



23. Отчет о научно-исследовательской работе по теме "Цитологическая и емкостная характеристика, условия формирования баженовской и абалакской свит Ем-Еговской и Каменной площадей" Авт. М.Ю. Зубков и др. 163 е. Тюмень, 1993 г.



24. Оценить ресурсы нетрадиционных видов углеводородного сырья России. Отв. исп. Якуце-ни В.П.


Фонды ВНИГРИ Санкт-Петербург, 2002.



25. Перерва В.М. Отчет Детальные (1:25000) аэрокосмогеодинамические исследования на площади Каменной. Москва, 2000, фонды ОАО «ТНК-Нягань».



26. Промышленная оценка сложных коллекторов Западной Сибири геофизическими методами исследования скважин. Этап 2. МИНГ им. И.М.Губкина / Добрынин В.М.


Москва-1988г.



27. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Вторая научно-практическая конференция. Под редакцией Шпильмана В.И. Волкова В.А. Ханты-Мансийск.


1999г. стр. 206222,269-280



28. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Третья научно-практическая конференция. Под редакцией Волкова В.А. Издательство « Путиведъ ».


Ханты-Мансийск. 2000г. стр. 174-187, 308-313,445-453



29. Розин А.А. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование. Новосибирск, Наука, 1977.101 с.



30. Рыбак В.К. Мухер А.Г. Детальная корреляция отложений тюменской свиты Талинской площади Западной Сибири. Тюмень, 1984, труды ЗапСибНИГНИ, вып.


188, с. 39-46.



31. Рыбак В.К. Шумило Н.И. и др. Отчет по подсчету запасов нефти и растворенного газа Каменной площади Красноленинского месторождения Октябрьского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1990 г. Тюмень, 1991, фонды ЗапСибНИГНИ.



32. Щербаненко В.М. Евдокимова Т.Н. и др. Отчет о результатах детальных сейсмических исследований ЗД, проведенных сп 1-ЗД/97-98 на Каменной площади в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области.


Новосибирск, 1998, фонды ОАО «Сибнефтегео-физика».



Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.



В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.






курсовая работа - Приобское месторождение.

Сколько стоит написать твою работу (узнать стоимость бесплатно)?



Введение



Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно  влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт. Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности. поэтому. наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений. одним из которых является Приобское месторождение ( по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России ) .



Балансовые запасы нефти в данном месторождении, утвержденные ГКЗ, по категории С1 составляют 1827,8 млн.т. извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.



Балансовые запасы нефти категории С2 составляют 524073 тыс. т. извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.



Приобское месторождение  имеет ряд характерных  особенностей:





  • крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;


  • труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;


  • по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.


  • викуловская свита


В настоящее время  разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведет компания НАК "АКИ ОТЫР", принадлежащая ОАО «Русснефть».



Часть 1. Особенности  геологического строения месторождения.







    1. Общие сведения о месторождении.








Приобское нефтяное месторождение в  административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе. что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.



Наиболее крупные  разрабатываемые близлежащие  месторождения. Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск .



Приобская площадь  северной своей частью расположена  в пределах Обской поймы - молодой  аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.



Гидрографическая  сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина. озеро Карасье. озеро Окунёвое. Болота непроходимые. замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта .



Климат района резко  континентальный с  продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С).


Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 градусов С ), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.



Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые  почвы на сравнительно возвышенных  участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас, в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен.


Преобладает хвойный и смешанный лес.



Район находится  в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых  пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.



На сопредельных территориях (на Приобском месторождении  мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.



Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к  площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.







    1. Литолого – стратиграфический разрез.








Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений  осадочного чехла мезо-кайнозойского  возраста, залегающих на породах доюрского  комплекса, представленных корой выветривания.



Доюрские образования (Pz)



В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.



Юрская  система (J)



Юрская система  представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2 ), абалакская и баженовская свиты (J3 ).



Отложения тюменской  свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим  несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто- песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.


Абалакская свита сложена темносерыми до черного цвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м. Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто- карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.



  Меловая система  (K)



Отложения меловой  системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами.



В составе нижнего  отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Нижняя часть ахской свиты (K 1g ) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу. В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.


Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах, расположенных восточнее к этой толще, приурочены группа пластов БС1-БС12.



Разрез черкашинской свиты (K 1 g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7 ,АС9 ,АС10 ,АС11 ,АС12. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м. Выше залегают темно-серые глины алымской свиты (K 1 a). в верхней части - с прослоями битуминоза  аргиллиты, в нижней - алевролиты и песчаники.


Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.



Викуловская свита ( K1a-al ) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита.


Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.



Ханты-Мансийская свита ( K 1a -2 s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.



Уватская свита (K 2 s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.



Берцовская свита (K 2 k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, с прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.



Ганькинская свита (K 2 mP 1 d ) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.



Палеогеновая  система (P2)



Палеогеновая система  включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.



Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.



Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.



Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.



Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.



Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.



Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.



Четвертичная  система (Q) 



Присутствует повсеместно  и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.






Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении - BestReferat.ru - Банк рефератов, дипломы, курсовые работы, сочинения, доклады

Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении



Содержание



Введение



1. Общая часть



1.1 Общие географо-экономические сведенья



1.2 Гидрологическая характеристика



1.3 Климатическая характеристика



2. Геологическая часть



2.1 Литолого-стратиграфический разрез



2.2 Тектоника



2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5



2.4 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5



3. Технологическая часть



3.1 Опробование, испытание и исследование скважин



3.2 Обработки результатов гидродинамических исследований скважин



3.2.1 Исследование фонтанных скважин



3.2.2 Исследование скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН



3.2.3 Исследование нагнетательных скважин. Снятие и обработка кривой восстановления (падения) давления



3.2.4 Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин)



3.2.5 Обработка данных прослеживания уровня и построение графиков



3.3 Гидродинамические исследования при вторичном вскрытие пласта



3.4 Приток жидкости к несовершенным скважинам при выполнении закон Дарси



3.5 Лабораторные исследования



3.6 Расчёт гидродинамических параметров



Заключение



4. Техническая часть



4.1 Обоснование типовой конструкции скважин



4.2 Выбор конструкции скважин



5. Специальная часть



5.1 Состояния вскрытия пластов



5.2 Основные факторы определяющие качество вскрытия пластов



5.3 Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с применением пенных систем



5.4 Влияние типа и видов перфорации на коэфициент продуктивности скважины и отбор - вытеснения нефти в системе разработки



Введение



Нефтегазодобывающая промышленность занимает важное место в экономике России: она обеспечивает основной прирост добычи топлива в топливно-энергетическом балансе.



Наибольший прирост добычи нефти получен за счёт ускоренного освоения и ввода в разработку новых нефтяных месторождений Западной Сибири.



Рост добычи в Западной Сибири определяет, внедрение новейшей техники, технологий, эффективных методов разработки с применением блочно-индустриальных методов обустройства месторождений.



Вместе с тем нефтегазодобывающий район характеризуется крайне трудными географо-экономическими и природно-климатическими условиями, обуславливающими высокую стоимость капитального строительства.



Естественно, что в столь специфических условиях, при ускоренном развитии нефтедобывающей отросли Западной Сибири, когда решаются не только вопросы темпов, но и полнота извлечения нефти из недр, проблема научно обоснованной комплексной оценки проектирования разработки нефтяных месторождений должна найти правильное решение с учётом требований хозяйственной реформы.



Исследованиями в этом направлении занимаются институты страны. В настоящие время очевидно, что дальнейший быстрый рост добычи должен обеспечиваться не только за счёт новых запасов, но и за счёт новых прогрессивных методов.



Наметились два направления в решении этого вопроса. Первое - отыскание наилучших вытесняющих агентов. Второе направление - отыскание наилучших пространственно-временных систем воздействия и отбора. Сюда входят количественное соотношения между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, характеризующими размещение тех и других по площади, временные характеристики их ввода.


Цель этого направления улучшать охват залежи процессом разработки и в конечном счёте динамику и итоговые характеристики отбора нефти.



В настоящие время Приразломное месторождение является полигоном испытания различных технологий разработки низко-проницаемых коллекторов (НПК). Здесь в массовом порядке производится гидроразрыв пласта Б4-5 .



В широком объёме применяются химические методы обработки призабойной зоны пласта, такие как: использование импульсно-волнового метода, пенообработки, соляно-кислотные обработки, комплексные глинокислотные обработки.



1. Общая часть



1.1 Общие географо-экономические сведенья



В административном отношении Приразломное нефтяное месторождение входит в состав Нефтеюганского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности в относительной близости от разрабатываемых крупных нефтяных месторождений - Правдинского. Мамонтовского, Усть-Балыкского и др. (рис.1.1). Центр национального округа г. Ханты-Мансийск расположен в 90 км западнее месторождения, а г. Нефтеюганск - в 70 км восточнее.


Из относительно крупных населенных пунктов упомянем п. Лемпино и пос. Пойковский, расположенные от месторождения соответственно 15км и 50км восточнее. Юго-восточнее и южнее от объекта исследований проходит нефтепровод Усть-Балык - Омск и газопровод Уренгой - Новополоцк, от которых построены нефтесборный и газосборный коллекторы, пролегающие через месторождения Правдинское - Северо-Салымское - Приразломное - Приобское. Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС. Железная Дорога Тюмень - Сургут проходит юго-восточнее и южнее месторождения, железнодорожные станции Салым и Куть-Ях расположены соответственно в 56 км к югу и 53 км к юго-востоку от месторождения.


Город Нефтеюганск имеет крупный аэропорт и связан воздушными линиями со многими городами Российской Федерации, в том числе со столицей Москвой. До освоения нефтегазовых ресурсов края и создания мощной нефтегазовой индустрии, немногочисленное коренное население состоящее из народностей ханты и манси, занималось охотой, рыболовством и оленеводством, а отдельные группы населения других вне зоны подпора, половодье начинается в первой декаде мая и длится 2-3 недели.



1.2 Гидрологическая характеристика



Определив сетку линий стекания в пределах территории месторождения, имеем наглядную картину направления поверхностного стока в период снеготаяния и дождей, микроручейковой сети, концентрированного стока полуповерхностных и болотных вод.



В геоморфологическом отношении территория месторождения располагается на поверхности поймы и І,ІІ,ІІІ надпойменных террас р. Оби.



Как уже упоминалось выше. пойма р. Оби (QIV) занимает северную часть месторождения и имеет абсолютные отметки 27 - 31м. Поверхность ровная, слабоволнистая, осложнена понижениями. многочисленными притоками, старицами, гривами. Поименная растительность преимущественно луговая, в меньшей степени кустарниковая и лесная.


Залесенные участки представлены кедром, сосной, березой. Поверхность поймы существенно заболочена.



Нерасчлененная I надпойменная терраса и пойма рек (1QIII + QIV) прослеживаются узкими полосами вдоль поймы р. Оби, р. Малого Салыма и остальных малых рек, где трудно разделить пойму и I надпойменную террасу. Поверхность ее слаборасчлененная, сильно залесенная со следами блуждающих древних русел и старичными озерами. Лесная растительность представлена в основном осиной, сосной, березой.



Местами вдоль поймы рек Оби, Большого Салыма прослеживается первая надпойменная терраса (IQIII), поверхность которой имеет абсолютные отметки 32 - 40 м. Она преимущественно ровная, местами слабо расчленена, хорошо дренирована, сильно залесена в прибровковой и заболочена в тыловых частях.



Вторая надпойменная терраса р. Оби (2QIII) занимает большую часть территории месторождения, прослеживается повсеместно и выделяется по абсолютным отметках 48 - 60 м. Поверхность неровная сильно размытая; в прибровковой части и вдоль ручьев и рек хорошо дренирована и залесена, а в центральной сильно заболочена. Леса представлены сосной, березой, осиной, кедром.



Вторая лиманная терраса р. Оби (2QIII) распространена отдельными небольшими участками. Поверхность ее имеет абсолютные отметки 40 - 45 м, неровная, наблюдается останцево-эрозионный бугристый микрорельеф. В прибровковой части и вдоль ручьев и рек дренировала и залесена, в тыловой части - заболочена.



Третья надпойменная терраса р. Оби (3QIII) встречается в западной части месторождения в виде локальных останков и имеет абсолютные отметки 57-68 м. Поверхность ее неровная, бугристая и в прибровковой части довольно интенсивно расчленена овражно-балочной сетью и залесена, а в тыловой части заболочена. Лесная растительность представлена сосной, березой, елью. На поверхности наблюдается останцево-эрозионный бугристый микрорельеф.



Значительная часть территории месторождения заболочена, особенно на западе, севере и востоке. Болота достаточно глубокие и толщина торфяного слоя в них достигает 8 м. Береговые склоны болот пологие, в ложбинах стока крутые. В зависимости от времени года и микроландшафта уровень воды в болотах варьирует в пределах от 0.0 м до 0.5 м.



В пределах исследуемой территории выделены целующие типы болотных микроландшафтов: сосново-кустарнично-сфагновый, грядово-



мочажинный, озерково-мочажинно-грядовый, хустарничко-травяно-моховый. Озера выделены в пределах озерково-мочажино-грядового микроландшафта. Их особенно много в западной половине месторождения, в том числе немало довольно крупных.



Поймы мелких рек и водотоков асимметричные, выделяются условно по абсолютным отметках местности. В целом речная сеть врезана неглубоко. Протекая по песчаным отложениям при незначительном уклоне реки сильно меандрируют.



На юге месторождения и зоне приоритетного природопользования наиболее распространены замшелые смешанные заболоченные леса, особенно в междуречье Айега-Камчинская и Айега-Малый Салым, а также на правобережье р. Камчииская. Вдоль правобережья р. Камчинская широко развиты значительные обособленные участки произрастания смешанных лесов, представленных в основном сосной, елью, кедром и березой. На левобережье р. Малый Салым преобладает болотный микроландшафт сфагново-кустарничково-соснового и мочажинно-грядового типа.



1.3 Климатическая характеристика



Климат района резко континентальный с большой амплитудой



колебания сезонных температур: от - 53°С зимой до +35°С летом. Среднегодовое количество осадков составляет 400-500 мм. Глубина промерзания почвы зимой 1,3-1,7 м. Снежный покров держится в среднем до 180 дней в году и толщина ею достигает 1,5 м. Толщина льда на реках и озерах достигает 60-80 см, а и суровые зимы до 1 м и более.


Среднегодовая температура - 3,5°С среднемесячная в январе - 20°С, а в июле +18°С.



Месторождение приурочено к зоне развития прерывистых многолетнемерзлых пород в верхних слоях геологического разреза. Толщина подобных пород варьирует в пределах 15-40 м.



Для временного водоснабжения буровых работ после соответствующей очистки могут быть использованы поверхностные водоемы. Кроме того, для технических нужд вполне пригодны воды первого водоносного горизонта, залегающего очень близко к дневной поверхности (5-10 м), а во многих пониженных участках выходят на дневную поверхность. В зоне приоритетного природопользования в междуречье Айега-Камчинская он залегает на глубине 5-10, а на остальных участках зоны на глубинах от 0 до 5 м. Воды горизонта относятся к типу гидрокарбонотно-кальциевых. В районе месторождения и близлежащих площадях для питьевого и хозяйственного водоснабжения используются подземные воды атлымского горизонта, залегающие под мерзлотными слоями.


Для промывки скважин широко пользуются надмерзлотными водами новомихайловского водоносного горизонта.



Несмотря на то, что в пределах Приразломного месторождения разрез апт-альб-сеноманского водоносного комплекса по сравнению с разрезом этого комплекса в районе Усть-Балыкского месторождения характеризуется худшими геолого-физическими и гидродинамическими параметрами, воды комплекса применяются в системе поддержания пластового давления в залежах.



В районе месторождения, а также вблизи соседних нефтяных месторождений и городов Нефтеюганск и Сургут разведаны и разрабатываются месторождения песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых глин, которые широко используются при строительстве.



2. Геологическая часть



2.1 Литолого-стратиграфический разрез



В геологическом строении осадочного числа месторождения принимают участие терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые породами доюрского фундамента. Максимальная толщина пород фундамента и осадочного чехла вскрыта в скважине №184 и составляет 3320 м.



ДОЮРСКИЕ образования - вскрытая их толщина в скв. №184 равна 107 м, из них верхние 40 м относятся к коре выветривания и представлены туфо-аргиллитами. подстилаемые кварцевыми порфирами и порфиритами, кровля которых служит региональным отражающим сейсмическим горизонтом "А". Возраст их определен как среднедевонский. На размытой поверхности доюрского фундамента залегают осадки нижне-среднеюрского возраста.



НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ отложения выделяются как "тюменская свита". Сложена эта свита в подошве пачкой почти черных аргиллитов плотных с обильным углистым детритом. В аргиллитах определен спорово-пальцевой комплекс верхнего лейаса.


Выше залегает мощная толща чередующихся пластов и прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светлосерые, мелкозернистые преимущественно полимиктовые с небольшим содержанием обломков, реже аркозовых. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые иногда углистые, содержат прослойки угля и глинистого сидерита толщиной в несколько сантиметров. Для пород толщи характерно присутствие углистого детрита и микроскопических стяжений глинистого сидерита.


В образцах пород свиты определены споро-пыльцевые комплексы, характерные для батского, байосского и аалснского ярусов. Общая толщина тюменской свиты в данном районе изменяется от 241 м до 288 м. В разрезах ряда близлежащих площадей в верхней части песчано-алевролитовые прослои нефтенасыщены и индексируются как пласт 102.



ВЕРХНЕЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ представлены абалакской и баженовской свитами.



АБАЛАКСКАЯ свита охарактеризована пачкой темносерых аргиллитов, в верхней части которой прослеживаются прослои алевролитов и алевролитистых песчаников серых и светлосерых, глинистых, с включениями зерен глауконита, выделяемых на практике как продуктивный пласт Ю1. В пачке обнаружены фораминиферы, характерные для кимериджского, оксфордского, келловеиского ярусов. Толщина свиты колеблется в пределах 17 - 32 м. Подошва свиты служит регионально выдержанным отражающим сейсмическим горизонтом "Т".



БАЖЕНОВСКАЯ свита представлена в основном глинами, содержащими прослои кремнистых известковистых образовании. Глины темно-серые почти черные, часто листоватые и битуминозные. По вещественному составу и текстурно-структурным особенностям представляется возможным выделить 4 основных типа пород: собственно глины, кремнистые глины или радиоляриты, известковистые глины и мергели, известняки.


Собственно глины алевритистые массивной структуры и прослоями тонкоотмученные микрослоистые. По вещественному составу породы баженовской свиты Салымского района заметно отличаются от аналогичных образований подстилающих и перекрывающих горизонтов повышенным содержанием органического вещества (в среднем 5-10%), аутигенного кремнезема (40-80%) и пирита. Содержание пирита в 10-15 раз больше, чем во вмещающих породах. Глины еще не являются аргиллитами, а находятся на стадии уплотненных глин.


Они отличаются высоким содержанием битуминизированного органического вещества. Емкостные свойства пород баженовской свиты колеблются довольно в широких пределах и зависят от их вещественного состава. Наименьшая общая пористость характерна для известняков, мергелей и не превышает обычно 1-2%. Наибольшую общую пористость имеют массивные глины, в среднем она составляет 7%. Изучение трещинной пористости промысловыми методами показало, что се значения обычно не превышают 0,5%, в среднем от 0,05 до 0,2%.


Трещиноватые разности пород свиты индексируются как пласт Ю0. Свита охарактеризована ихтиофауной и фауной, свойственной волжскому ярусу. Общая толщина свиты изменяется от 32 до 46 м. Глины свиты являются регионально выдержанным сейсмическим репером, известным как отражающий сейсмический горизонт "Б".



НИЖНЕМЕЛОВЫЕ отложения подразделяются на свиты ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую.



АХСКАЯ свита в подошвенной части сложена пачкой аргиллитов темносерых известковистых, алевритистых, слюдистых, иногда слабобитуминозных толщиной 15-18м. Выше залегает мощная толща (до 220-250м) чередующихся пластов песчаников и алевролитов мелкозернистых серых, прослоями слюдистых, с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита и с прослоями аргиллитов темносерых до черных. По определению остатков фауны, в частности комплекса фораминефор, по возрасту соответствуют берриасскому и низам ярусов.


В разрезав ряда близлежащих месторождений песчано-алевролитовые пласты нефтенасыщены и индексируются как ласты БС16 - БС25. Эта толща выделяется в стратиграфических разрезах как "ачимовская пачка ".



Породы ачимовской пачки перекрываются толщей аргиллитов темносерых, в различной степени алевритистых, иногда известковистых, реже хорошо отмученных, с тонкими прослоями и включениями линз светло-серого алевролита и песчаника. В разрезе верхней половины свиты появляются пласты песчаников и алевролитов светлосерых, серых, буровато-серых в зависимости от степени нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистых, с глинистым, реже известково-глинистым цементом, с включениями обугленного растительного детрита.



В Салымском районе песчано-алевролитовые пласты индексируются сверху вниз как пласты от БС1 до БС9.



В разрезе месторождения продуктивными являются пласты 1БС4.2БС4, 1БС5 и 2БС5. Среди аргиллитов встречаются тонкие прослои мергелей и глинистых известняков, а также остатки фауны пелеципод, скопления раковин церен и комплексы фораминифер, указывающие на валанжинский и готерив-барремскии возраст пород.



Разрез свиты венчает пачка аргиллитов темно-серых, в верхней части с зеленоватым оттенком, часто алевритистых и известковистых, выделяемая как "пимская пачка". В ее подошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин пелеципод. Общая толщина свиты изменяется в пределах от 444 м до 569м.



ЧЕРКАШИНСКАЯ свита выражена аргиллитами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, от хорошо отмученных до алевритовых разностей с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. Песчаники мелкозернистые и мелко-среднезернистые алевролиты, сильно глинистые, слабоотсортированные. Они характеризуются большим разнообразием текстур (мелкая, косая, пологоволнистая. горизонтальная), с включениями органики в виде останов растений и обуглившегося детрита.


По вещественному составу коллекторы полимиктовые и аркозовые полево-шпатово-кварцевого состава с глинистым цементом.



В разрезе свиты в Салымском районе сверху вниз выделяются песчаные пласты АС4, АС5, АС6, АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12, из которых нижние пласты нефтенасыщены.



В разрезе свиты в пределах северной части Приразломного месторождения продуктивными являются пласты 1АС11 и 2АС11, которые в пределах ЗПП не продуктивны. Отмечается сидеритизация пород и редкие прослои глинистых известняков, редкие фораминиферы. В нижней половине свиты обнаружены остатки фауны пелеципод.


Определен спорово-пыльцевой комплекс, характерный для готерив-баррема. Общая толщина свиты изменяется от 244м до 302 м.



АЛЫМСКАЯ свита сложена толщей аргиллитов темно-серых, в верхней части от темно-серых до черных, битуминозных, с прослоями алевритов серых и светло-серых, реже песчаников мелкозернистых серых и светло-серых, с глинистым цементом, а также с маломощными прослойками глинистых известняков. Среди пород свиты встречаются растительные остатки. Определены спорово-пыльцовые комплексы, характерные для апт-альба.


Общая толщина свиты колеблется в пределах от 129 м до 186 м. Пласты аргиллитов, залегающие в подошвенной и кровельной частях разреза алымской свиты. служат регионально выдержанными отражающими сейсмическими горизонтами "d в" и " М ".



ВИКУЛОВСКАЯ свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлено толщей аргиллитов темно-серых с различной степенью обогащенных алевритовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита мелкозернистого. Осадки подсвиты содержат включения растительного детрита.


Выявленные спорово-пыльцовые комплексы указывают на апт-альбский возраст.



Верхняя подсвита охарактеризована преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргелитов прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин темно-серых. В породах подсвиты отмечается обильное присутствие углистого детрита. Спорово-пальцевые комплексы характерны для апт-альбского возраста. Общая толщина викуловской свиты изменяется от 242 м до 294 м.



ХАНТЫ - МАНСИЙСКАЯ свита венчает разрез нижнемеловых отложений и расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.



Нижняя подсвита охарактеризована толщей глин иргиллитоподобных плотных, темносерых, алевритистых, с прослоями мелкозернистых алевролитов светло-серых и серых. В породах подсвиты присутствуют обуглившиеся растительные остатки и определены фораминиферы, спорово-пыльцевые комплексы, датирующие их возраст как апт-альбский.



Верхняя подсвита сложена преимущественно чередующимися прослоями песчаников и алевролитов серых и светло-серых, мелкозернистых, глинистых, слюдистых с пропластками аргиллитоподобных плотных глин темно-серых с обильным содержанием углистого детрита. Осадки подсвиты охарактеризованы комплексами фораминифер, спор и пыльцы, указывающие на апт-альбский их возраст. Общая толщина ханты-мансийской свиты варьирует от 262м до 300м.



ВЕРХНЕМЕЛОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ подразделяются на свиты уватскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую.



УВАТСКАЯ свита сложена толщей переслаивающихся песков, алевритов, песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, с глинистым, реже карбонатным, цементом. По составу песчано-алевролитовые разности полевошпатовые - кварцевые. Глины аргиллитоподобные зеленовато-серые и темно-серые в верхней части разреза свиты.


Глины от тонкоотмученных до алевритистых.



В породах свиты обнаружены единичные экземпляры фораминифер, которые наряду со спорово-пыльцевыми комплексами указывают на сеноманский возраст отложений. Общая толщина свиты изменяется от 266 до 303 м.



ТАЛИЦКАЯ свита охарактеризована толщей глин серых и темно-серых, иногда с буроватым и зеленоватым оттенком, неялснолоистых, алевритистых, с присутствием зерен глауконита, с тонкими линзовидными прослоями глинистого алевролита, а в верхней части и тонких прослоев сидерита буровато-коричневого. В породах свиты выявлены включения мелких пиритизированных растительных остатков и реже чешуек рыб, комплексы фораминифер. Изучение спорово-пыльцевого комплекса и определение фораминифер позволили идентифицировать осадки талицкой свиты с палеоценом. Толщина свиты изменяется от 122 м до 157 м.



ЛЮЛИНВОРСКАЯ свита представлена мощной толщей глин от зеленовато-серых до желтовато-зеленовато-серых, иногда с ржаво-бурыми пятнами, алевритистых, участками алевритовых, с включениями зерен глауконита, неяснослоистые. В нижней части разреза свиты глины опоковидные. неяснослоистые, с прослоями алевролитов светло-серых, глинистых, массивной и плитчатой отдельностью. В средней части разреза свиты присутствуют прослои диатомовых глин, которые вверх по разрезу переходят в диатомиты глинистые.


В породах свиты выявлены и исследованы комплексы фораминифер, радиолярий, спорово-пыльцевые комплексы, указывающие на их эоценовый возраст. Общая толщина свиты от 211 м до 259 м.



ТАВДИНСКАЯ свита также сложена толщей светлозеленых и голубовато-зеленых, алевритистых, неяснослоистых, с линзовидными прослойками алеврита кварцевого, с включениями бурового глинистого сидерита, со следами ожелезнения. В глинах встречаются редкие чешуйки рыб, обугленные растительные остатки. Определены комплексы фораминифер и спорово-пыльцевые комплексы, относящиеся к эоценовому и олигоценовому возрастам. Толщина тавдинской свиты составляет 160-180 м.



АТЛЫМСКАЯ свита представляет собой пачку песков и алевритов светло-серых, мелкозернистых, кварцевых с тонкими прослоями бурых углей и глин серых и темно-серых, с отпечатками растений. Спорово-пыльцевые комплексы характерны для олигоценового возраста. Пески и алевриты насыщены пресной водой и служат главным источником для питьевого водоснабжения.


Толщина свиты 50-60м.



НОВОМИХАЙЛОВСКАЯ свита выражена толщей спин серых и темно-серых, неяснослоистых и комковатых, с прослоями алевритов, песков и бурых углей. В осадках свиты наблюдаются отпечатки растений, макроспоры, семенная флора и палинокомплекс, характерные для олигоцена. Толщина отложений свиты достигает 80 м.



ТУРТАССКАЯ свита завершает разрез палеогена и охарактеризована глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с маломощными прослоями диатомитов и песков кварцево-глауконитовых, тонкозернистых. Толщина свиты изменяется от 40 до 70 м.



Разрез осадочного, чехла района завершается отложениями ЧЕТВЕРТИЧНОЙ системы, которые в нижней части представлены глинами зеленовато - и буровато - серыми, вязкими, песчанистыми, с прослоями и гнездами песков и алевритов серых, мелкозернистых, с включениями бурых углей и пресноводной фауны, толщиной от 50 до 70 м. В верхней части прослеживается почвенно-растительный слой, торфяники, супеси и суглинке, толщиной 20-30 м.



КУЗНЕЦОВСКАЯ свита представлена пачкой плотных глин темно-серых, прослоями алевритистых, содержащих остатки чешуи рыб, фораминифер, углефицированные растительные остатки, отпечатки ходов червей. Толщина свиты составляет 44-54 м. По возрасту свита относится к туронскому ярусу.



БЕРЕЗОВСКАЯ свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.



Нижняя подсвита сложена глинами серыми, опоковидными, алевритистыми, с включениями глауконита и с редкими прослоями песчанистых алевролитов с глинисто-опоковым цементом. В породах подсвиты обнаружены включения обуглившихся растительных остатков, чешуи рыб, фораминиферы, радиолярии, указывающие на коньяксантонский возраст. Толщина подсвиты составляет от 69 до 86 м.



Верхняя подсвита представлена глинами серыми и темносерыми, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно - и тонкослоистые, пиритизированные, с включениями зерен глауконита. Некоторые прослои глин известковистые. Породы подсвиты содержат включения включения растительных остатков, комплексов фораминифер, радиолярий, чешуек рыб, отпечатки ходов червей.


Комплексы фораминифер и радиолярий относятся к кампанскому возрасту. Толщина свиты варьирует в пределах от 73 до 106 м.



ГАНЬКИНСКАЯ свита венчает разрез верхнемеловых отложений и сложена толщей глин желтовато - и зеленовато - серых, иногда с буроватыми оттенками, неясно - и тонкослоистых и с включениями зерен глауконита. В отложениях свиты присутствуют различной степени сохранности растительные остатки и комплексы фораминифер, типичные для маастрихского и датского ярусов. Толщина свиты от 53 до 75 м.



2.2 Тектоника



В региональном тектоническом плане месторождение приурочено к положительной структуре 1-ого порядка - к Салымской моноклинали, имеющей субмеридиональное направление. На востоке посредством слабовыраженного прогиба Салымская моноклиналь сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.



Салымская моноклиналь осложняется положительными структурами второго и третьего порядка: на севере Салымским куполовидным поднятием и Пойкинским валом и на юге Верхне-Салымским куполовидным поднятием, которые разделены друг от друга Милясовской котловиной.



Салымское куполовидное поднятие объединяет малоамплитудные положительные структуры IV порядка: Приразломную, Репьевскую, Севскую, Алексинскую, Южно-Лемпинскую. Они характеризуются относительно небольшими размерами - порядка 5,5-6.5 х 2,0-2,2 км при высоте от 15 до 45 м. углы наклона крыльев структур очень малы и не превышают 1. Все структуры имеют унаследованный характер и вверх по разрезу постепенно выполаживаются.


Рассматриваемое месторождение приурочено к вышеперечисленным положительным структура.



2.3 Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5



В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. В пределах зоны приоритетного природопользование пласты 1АС11 и 2АС11 не продуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет песчаные пласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единую гидродинамическую систему.


В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения установлены 2 залежи нефти: одна основная - Приразломная и другая на крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.



Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта на глубинах 2430-2720 м. Размеры ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. В пределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так и гидродинамических исследований, ВНК не зафиксирован и поэтому он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №221 на абсолютной отметке - 2549,2 м.



Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.



Песчаники серые и буровато-серые, мелкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительного детрита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу.


Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры, заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции и среднем составляет 11.5%, карбонатной - 3.5%.



Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв. № 222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40-50 м.



В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.



Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 - 1.6м.



2.4 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5



Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта БС4-5 исследованы по керну из 19 разведочных скважин, размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степень освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуется следующим показателем - на 0,4 м. толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.



Статистические характеристики емкостно-фильтрационных свойств пласта БС4-5 Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 2.1 Эти данные свидетельствуют о том что коллекторы пласта БС4-5 откосятся к низкопроницаемым.



Из таблицы 2.1 следует, что средние значения пористости коллекторов пласта в целом и верхней (монолитной) его части по существу не изменились по сравнению с данными "Комплексной схемы разработки". Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются, так как они и так низки.


Величины проницаемости коллекторов пласта БС4-5, определенные по образцам керна, распределяются в следующем соотношении в объеме продуктивного пласта: 38% имеют проницаемость до 5х10 мкм^2, 33% - в интервале 5 - 15х10 мкм^2, 15% - от 15 до 25х10 мкм^2 и 14% - от 25 до 85х10 мкм^2. Более детальная характеристика распределения проницаемости коллекторов пласта БС4-5 месторождения по данным разведочных скважин приведена в табл.2.1



Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 м до 1513 м дебиты нефти колебались а пределах от 2.1 м3/сутки до 20.2 м^3/сутки, а в 5 скважинах по 2 и 6 мм штуцерах дебит нефти изменялся от 4.8 до 36.1 м^3/сутки.



Параметр нефтенасыщенности бил получен по данным ГИС на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на основе петрофизических зависимостей по скважинам, пробуренным на нефильтрующихся растворах по месторождениям Сургутского свода. При подсчете запасов нефти в 1985 г. среднее значение нефтенасыщенности принято равным 72%.






Провинции России

6.1. Принципы н/геол район-ия провинций.



Районирование позволяет косвенно решить задачу образования нефти.



Н/газ-ая провинция – опред тер-рия, где в наст время установлена пром-ая н/г/нос-ть.



Известно 312 провинций в СНГ.



Нефть-осад минерал,т.е.формируется в осад бассейнах (палеоводоем, где имеют место берега(границы седиментации)):



на западе-Урал



на востоке-



с севера-



с юга - Алтай и Казахстан.



Волго-Уральская провинция в плане не имеет таких границ, но это не так,т.к. везде имеют место палеограницы.



Провинция рождена в Губкинском унив-те, бассейн – в МГУ.



Но для того чтобы образовалась нефть, должен быть палеоводоем с опред усл-ми и исходным ОВ. Если нет – то нефти не будет. Но еще нужно время (млн. лет) и еще должно быть непременное опускание.



6.2.Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение.



Это самая крупная провинция Р. Находится м/у двумя платф-ми: Сиб-ой и В-Европ-ой. З.С. приурочена к молодой пратф-ме (синеклизе). Фунд-т складч-ый, т.е. имело место геосинкл развитие и на орогенной стадии обр-сь горы (фунд-т всегда дислоцирован), далее проходила платформенная стадия.



Возраст фунд-та – начало кембрия и более древний возраст(последнее это байкалиды).



В З.С. возраст фунд-та гетерогенный (разновозрастн). На востоке байкальская склад,   в центре-поздний герценид,   с запада-уралиды.



Имеет место байкальская(салаирская)(Саян и Алтая), альпийская (Кавказ), герцинская(Урал и в центре)



От кембрия до Перми включ-но породы сильно дислоцорованы.прорваны значительными интрузиями кисл. и осн состава.



Также выделяют промежуточный, параплатформенный этаж ( P. D. T. C - любой).Рис



6.3.Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления.


Коллекторы и экраны в разрезе.



Т имеет 2 фациальных разновидности:



- терригенно-осадочные (на севере )



- песчано-глинистые (развиты в Таймырской серии, начиная от Урала)



Во всей части пред-н Челябинской и Туринской серии вулканогенно-контин-ые (болотные, речные) (на юге )



Для З.С. присуще м/народ и местная страт (серия, толщина, пласт).Рис



J в З.С. имеет три отдела. Все отделы сложены терригенными отложениями (песч, глина, алевр), встречаются прослои плотников (карбонатный цемент). Терриген породы – песчаник (с/з, иногда м/з), пор-ть – 15-30%,пр-ть 100мД.



Свита - толщина пород, накапливающаяся в опред время и в опред (конкретных), более менее однородных условиях.



Ниж. J развита очень хорошо. Тимман-Синемюрские (Береговая я Ягельные свиты) начали накапливаться (постепенно трансгрессия расширяется) и Катухтинская свита.



Сред. J сложена отложениями тюменской свиты (флишоидная толщина), занимает почти всю территорию, по бокам выклинивается.



Выд-ся в объемах 7-ми свит:



Малышевская(песч)|



Леонтьевская(глин)| = Тюменская



Вымская         (песч)|



Лайденская (глина)|



Джанготская (песч)|        Катухтинская



Левинская    (глина)|   =   Ягельная



Зимняя          (песч) |        Береговая



Верх. J выд-ся Васюганская, Георгиевская, Баженовская. В зап. части Сургутского склона Васюганская свита замещается Абалакской, Тутлейская.



Хар-ая особенность – что вдоль обромлений вост. и зап. выд-ся Вагулкинская толща. Баженовская свита (битуминозные отл-ния) заканчивают верх.юру (это чистые глины, сод-ие залежи Н и Г)



Ниж. К – ачимовский комплекс, залегает в основании (берриас, волнж) имеет локальное простирание, часто выклинивается, сод-т залежь Н и Г.



Неоком ком-с АС, БС – явл-ся осн н/г-ым горизонтом в З.С. н а востоке почти везде, на западе выклин-ся (Фроловский разрез) - накапливались в неоднород усл-ях.



Клиноформное накопление. В зап части имел место глуб бассейн (все песч сюда сходили). Кол-р плохой, т.к. действовала гравитац сила за счет постоянного волнения.



Верх часть нижнего К пред-на Покурской свитой (песч. толща пласты не выдержаны, похожа на Тюм. Свиту)



На зап:   Викуловская (песч)              На востоке:    Суходудинская; …



Х-Манс-ая (гл)     <------------------------->   Яковлевская (гл)



Уватская



В центральной части пески (значит здесь поднятие).



Викуловская свита прод-на.



Сеноманский ярус (ПК1-6 ) – мел. особен-ти. Связаны все гиган залежи Г на севере З.С.



Верх. К – глин толща с прослоями опок (внутри кузнецовской или низ Березовской (Гассалимская пачка). Кол-ра все поровые, кроме баженовской, пор-ть – 12-26%.



Покрышки – глин тела, пачки Тогурска (над платом Ю11), Рамомская (- - Ю10), Васюганские глины (- - Ю2). Бажен свита - и кол-ра, и покрышка. Чеускинская пачка ( над Б10), Сарманская (- - Б8), Фимская (- - Б1), Кошайская (АВ1), Х-Ман гл (АК и ТП), Туронские гл (кузнецовская св (ПК1-6)).



6.4.Западно-Сибирская провинция. Н/геол-ое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков Н и Г.



В З.С. в рез-те выявлены залежи Н и Г, в J b K отл-ях. Распр-ие их позволяет делать районирование.



- Среднеобская н/г обл– занимает тер-ию Сург и Нижневарт сводов, прод-ны отл-ия J и неокома.



- Фроловская обл-ть занимает тер-ию распр-ия фроловской свиты (исчезновение песч тел), распределена по западному склону, прод-ны отл-ия J (Б2) и выклинивание пластов неокома (Б,А).



- Приуральская, прод-ны отл-я вогулкинской толщи (верх юра)



- Каймысовская, прод-ны отл-я верхн юры (Ю1)



- Пыкароминская – юго-восточная часть, прод верх юра.



- НадымУрская (на севере) и Пуртазовская, прод-ны ПК1-6 – сеноман, ачимовс.толща, БУ8-10. а так же пласт Ю2, редко пласты неокома.



- Ямальская, на Ямальск п/о, прод тонопчинская свита.



- Гданская на Гдан п/о, прод-н сеноман, кое-где ачимовская толща.



Залежи разд-ся по условиям осадконакопления:



М.Б. по переферии (по берегам) обр-ся склоновые отл-ия, распр-ся вдоль обрамления.



Перспективы слишком малы.



6.5. Краткая хар-ка осн н/г-ых районов Р.



- Прикаспийская провинция (к северу от Касп моря), наличие в нижн перми солевой (до 3 км), подсолевой ( D 3 - C 1 ) и надсолевой (?). Астраханское г/конденсат м-ие.



- Тимано-Печерская провинция, прод отл 8 комплексов(от D до P включ-но). Осн м-ия – Усинское, Выпькульское, Ярега (нах-ся на глуб 60 м, нефть доб-ют шахтн сп-ом).



- Волго-Уральская н/г/провинция (это второе Баку),открыто в 44 году, прод отл-ия D. С и Р). М-ие Ромашкинское,…



- Предкавказье (северокавказ), от T до N включ-но, - старый н/доб-ий район P. Ставропольское м-ие.



- Прибалтийская, кембрий,



- Ленно-Тунгусская провинция, Сиб пл-ма – древняя (рифей – верх часть протерозоя), кембрий и ордовик, м-ие Мартовское.



- Енисей-Лаптевская провинция, м-ие Пеляпкинское, Салененское.



- Охотская провинция на о. Сахалин, осн н/носность, неоген прод-н. М-ие Оха, Эваби.







Комментариев нет:

Отправить комментарий