Кочевненское месторождение

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ   ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Геология  и геофизика»

 

 

Курсовой проект по курсу:

 «Нефтепромысловая геология и районирование месторождение УВ»

Кочевненское месторождение

(Пласт А4)

 

 

 

 

 

Работу выполнил студент:

III-НТФ-7,  Никулина К.Ю.

Работу проверил:

Марченкова Л.А .

Самара 2012

Содержание

1.Введение………………………………………………стр.1

2. Общие сведения о  месторождение…………………стр.1-2

3. Геологическое строение

    3.1Стратиграфия…………………………………….стр.2-4

    3.2Тектоника………………………………………...стр.4-

4.Характеристика нефтегазоносности………………..стр.

5.Перспективы нефтегазоносности…………………..стр.

6.Заключение…………………………………………..стр.

7.Список табличных приложений  и графических приложений

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Введение

Целью данного курсового  проекта является закрепление изученного учебного курса по «Нефтегазопромысловой  геологии и районирование месторождений  УВ» на примере Кочевненского  месторождения (Пласт А4). Данные задачи по курсовому проекту заключаются в построение структурной карты по кровле продуктивной части пласта А4, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построение геологического профиля месторождения и литолого-стратиграфического разреза. Так же на основе предоставленной таблицы «Подсчетных параметров» и карты эффективных нефтенасыщенных толщин произвести подсчет запасов нефти и газа объемным методом. Дать краткую характеристику месторождения.

 

2 Общие сведения  о месторождение

Кочевневское нефтяное месторождение расположено на территории Больше-Черниговского района Самарской области, в 7 км к западу от районого цента села Бол. Черниговка и на таком же расстоянии от ближайшей железнодорожной станции-ст.Черниговка Южно-Уральской железной дороги.

Климат района континентальный, с продолжительной холодной (до -40 С) зимой и жарким (+40 С) летом. Среднегодовое  количество осадков 389 мм. Высота снежного покрова на открытых степных пространствах 18-22см, глубина промерзания почвы достигает 176 см. В экономическом отношение район сельскохозяйственный, где более 70% территории занято сельхозугодьями.

Вблизи расматриваемой площади находится населенные пункты: Б. Черниговка, Кочкиновка, Иргизский. Сообщение между населенными пунктами осуществляется по грунтовым и асфальтированными дорогами. В 7 км к востоку от площади проходит автомобильная дорога республиканского значения Самара- Уральск.

Месторождение открыто в 1971 году поисковой скважиной №21, в которой при опробовании  пласта А4 башкирского яруса получен промышленный приток нефти. Введено в разработку в 1998 году.

В орогидрографическом отношении  район месторождения представляет собой всхолмленную равнину. Абсолютные отметки поверхности земли изменяются  от 160 м на водоразделах до 70-90 м в  поймах рек(в пределах месторождения от 100 до 125 м). Гидрографическая сеть представлена рекой Б. Иргиз с притоками Б. Глушица, Кочевная и др. Имеются озера, пруды, протоки.

Район, преимущественно, степной. Небольшие лесные массивы встречаются  в поймах рек, оврагах, лощинах.

По данным абсолютных отметок  скважин была составлена структурная  карта по кровле продуктивной части  пласта (рис.1) и карта эффективных  нефтенасыщенных толщин (рис.2), а так же по данным скважин № 107, 3, 21, 1 был составлен геологических профиль (рис.3).

 

3 Геологическое  строение

3.1 Стратиграфия

Палеозойская  группа ()

Представлена  девонской каменноугольной и пермской системами.

Девонская система (D).

Отложение системы залегает  с размывами в осадконакоплении на архейпротерозойских образований. Они представлены средним и верхним отделом.

Средний отдел ()

Представлен живетским ярусом ().

Живетский ярус (). Ярус выделен в объеме старооскольского горизонта, представленного воробьевскими, ардатовскими, муллинскими  слоями. В литологическом отношение ярус представлен прослоями песчаников, алевролитов и глин. Толщина яруса 254-281 м.

Верхний отдел ().

Рассматриваемый отдел представлен  франским и фаменским ярусами.

Франский ярус (). Расчленен на верхний и нижний подъярусы (: Пашийский и тиманский горизонты представлены терригенными песчано-глинистыми осадками, толщина которых 61-62 м. Остальная часть отложений франского яруса сложена карбонатными породами – известняками и доломитами, толщина которых 216-232 м.

Фаменский ярус () представлен терригенными песчано- глинистыми осадками. Толщина меняется от 389 до 394 м.

 

Каменноугольная система (С).

Отложения представлены нижним, средним и верхним отделом.

Нижний отдел (). Рассматриваемый отдел представлен турнейским, визейским  и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус () представлен известняками с прослоями глин и мергелей. Толщина 243 м.

Везейский ярус () . Он представлен двумя горизонтами: бобриковский и тульский. Бобриковский горизонт представлен в нижней части разреза и сложен глинами, алевролитами и песчаниками. Толщина имеется от 40 до 50 м.

Отложение тульского горизонта  залегающие выше бобриковского сложены карбонатными породами толщиной 89-91 м. В средней части горизонта имеется пачка глин с прослоями глинистых известняков толщиной 20 м.

Верхняя часть отложений  визейского яруса представлена ангидритами, известняками и доломитами. Общая толщина отложений 373-414 м.

Серпуховский ярус (). Он представлен чередованием карбонатных пород – известняков и доломитов. В основание имеется глинисто-карбонатная пачка толщиной около 25 м. Толщина отложений яруса 402-428 м.

Средний отдел (). Отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус () сложен известняками органогенно-обломочными с прослоями плотных разностей. В верхней части яруса приурочен продуктивный пласт А4. Толщина яруса 53-98 м.

Московский ярус (). Рассматриваемый отдел представлен верейским, каширским, подольским мячковским горизонтами. Отложения верейского горизонта находятся в основании яруса и представлены преимущественно глинами и алевролитами. Толщина горизонта 114-127 м.

Залегающие выше отложения  каширского, подольского и мячковского горизонта представлены карбонатными породами с прослоями глин. Общая мощность карбонатной толщи изменяется от 400 до 503 м.

Верхний отдел (). Верхняя и нижняя часть представлена карбонатными породами – известняками и доломитами. В средней части залегают пачки ангидрита.  Толщина 329-394 м.

Пермская система (Р).

Отложения пермской системы  представлены нижним и верхним отделом.

Нижний отдел (). Нижнепермские отложения представлены в составе ассельского, сакмарского, артинского  и кунгурского ярусов, представленные ангидритами, известняками и доломитами. В верхней части отложений кунгурского яруса встречаются слои каменной соли.  Суммарная толщина 868-935 м.

Верхний отдел () Верхнепермские отложения представлены в составе уфимского , казанского и татарского яруса.

Уфимский ярус (). Ярус представлен карбонатными породами.

Казанский ярус (). Нижняя часть сложена карбонатами. В верхней части казанского яруса имеются толщи каменной соли.

Татарский ярус (). Разрез яруса в основном песчано-глинистый, в подшвенной части – карбонатный. Суммарная толщина верхнепермских отложений 311-314 м.

Верхняя часть разреза  осадочной толщи представлена песчано-глинистыми отложениями юрской (), неогеновой и четвертичной систем.

Суммарная толщина – до 287 м.

По данным стратиграфического описания построен литолого-стратиграфический  разрез (рис.4)

 

 

 

3.2 Тектоника

В региональном тектоническом  плане Кочевненское месторождение расположено на юго-западном борту Бузулукской впадины. Отложения осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента погружаются здесь в юго-восточном направление.

По карбонатно- терригенными отложениями девона в южной части  Бузулукской впадины выделяется Иргизско - Рубежинский прогиб субширотного простирания, вдоль северного крыла которого протягивается Камелик- Чаганская зона структурных дислокаций. В пределах Камелик-Чаганской зоны выделяется ряд структурных зон , к одной из которых, Больше- Черниговской , приурочено Кочевненское поднятие.

Район характеризуется сложными поверхностными и глубинными условиями, которые не позволяют надежно  картировать детали изучаемых объектов по глубоким горизонтам. Глубоким поисково- разведочным бурением район слабо изучен. Так, на Кочевненской площади только две поисковых скважины пробурены со вскрытием кристаллического фундамента.

Собственно Кочевненское поднятие, к которому приурочено рассматриваемое месторождение, по отражающему горизонту «Б» (кровля башкирского яруса) представляет собой брахиантиклинальную складку размером по замкнутой изогипсе

-2260 м 2,2x1,9 км с амплитудой около с амплитудой около 20 м (по данным сейсморазведки 3D).

К северо-западу  от вышеописанного поднятия по данным сейсморазведки картируются еще два небольших купола, отделенные от него неглубоким прогибом. Однако северо-западное  и северное замыкание этих куполов выходят за пределы исследованной   сейсморазведкой площади, что не позволяет судить об их размерах и перспективах в отношение нефтеносности.

 

4 Характеристика  нефтегазоностности

Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части отложений башкирского яруса, сложен известняками органогенно-обломочными, кавернозными. Глубина залегания пласта изменяется от 2367,2 м (скв.21) до 2565 м (скв.107). Покрышкой глин служит толща глин и алевролитов верейского горизонта. В пробуренных после 2003 года скважинах по данным ГИС ВНК отбивается на абсолютной отметке -2267 м. Практически по всей площади залежь подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,4 м в скв. №110 до 13,2 в скв. №21.

 

 

 

 

 

 

 

 

Данные по опробованию  и добыче.

Таблица №1

№ скв.	Дата опробования	Интервал залегания эффективной  части пласта	Интервал перфорации	Результат опробования	Дата вступления В эксплуатацию	Примечание
107		Нет	-2264-1240 м	Получено 127,5 тыс. м3 воды		Минерализация воды1,12-1,17
3		-2260-2267	-2261-2265 м	Получен приток нефти 11т/сут		Через 6 мм штуцер
21		-2248-2267	-2248-2255 м	Получен приток нефти 24т/сут		Через 8 мм штуер
1		-2253-2267	-2253-2260 м	Получен приток нефти 14т/сут		Через 6 мм штуер

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Перспективы  нефтегазоносности

Построена карта эффективных  нефтегазоносных толщин и проведен подсчет запасов нефти и газа  объемным методом. При подсчете использовалась таблица подсчетных параметров (Табл.№ 2)

Таблица подсчетных параметров                                                                                           Таблица№2

Наименование	Ед.изм.	Значение
Категория запасов		АВ
Площадь нефтеносности, F		2268000
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, h	м	6,2
Коэффициент пористости, m	Д.ед	0,21
Пересчетный коэффициент из пластовых  условий в поверхностные Ɵ		0,8605
Плотность нефти в по. Усл	т/м3	0,774
Пластовый газовый фактор, Г	м3/т	63,32
Коэффициент нефтенасыщенности,		0,84
Коэффициент нефтеизвлечения		0,538
Накопленная добыча	тыс.т	612,2

 

 

 

 

 

Расчет проводился по следующим  формулам:

 

-Геологические запасы нефти, т

- извлекаемые запасы нефти, т

F- площадь нефтеносности , тыс. ;

h- средняя эффективная нефтенасященная толщина пласта, м;

m - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

 – коэффициент  начальной нефтенасыщенности, доли  ед.;

- плотность нефти,кг/м3;

Ɵ- пересчетный коэффициент ,учитывающий усадку нефти, доли ед.;

- коэффициент  извлечения нефти, доли ед.;

Расчет извлекаемых запасов  нефти:

 

Расчет балансовых запасов  газа:

 

Расчет извлекаемых запасов  газа:

 

Расчет остаточных балансовых запасов нефти на анализируемую  дату:

,

Расчет остаточных извлекаемых  запасов нефти на анализированную  дату:

 

Расчет остаточных балансовых запасов газа на анализируемую дату:

 

Расчет остаточных извлекаемых  запасов газа на анализированную  дату: