Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Октября 2013 в 13:25, курсовая работа
Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области республики Казахстан в 170 км к северу от города Жамбыл. Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго - запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау.
Введение 3
1.Орогидрография 4
2. Геолого - геофизическая характеристика района 6
3. Стратиграфия 12
3.1. Коллекторские свойства продуктивных толщ, газонасыщенность
4. Тектоника 19
5. Характеристика нефтегазоносных залежей 21
5.1. Качество газа
5.2. Степень разведанности месторождения
Заключение 23
Список использованной литературы 24
Верхний структурный этаж сложен полого залегающими, преимущественно терригенными породами морского и континентального происхождения, объединяющим верхнее-меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения с мезозойской корой выветривания в основании.
Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре в юго-западной части Мойынкумской впадины. Основными структурными элементами впадины являются Мыштинский на юго-западе, Айрактинский на юго-востоке и Фурмановский на севере прогибы, разделенные сочленениями валообразными выступами.
Поднятие Амангельды расположено на Таскудукском валу, отделяющее Фурмановский прогиб от Мыштинского. Вал имеет северо-восточное простирание, погружается по всему разрезу к юго-западу. Отметки поверхности фундамента в Мыштинском прогибе достигают 3500м, в Фурмановском 4300м. На валу они уменьшаются до 2500м. Ниже приводится геологическое строение месторождения Амангельды.
В строении Амангельдинского месторождения принимают участие отложения фаменского яруса, карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезо-кайнозоя (палеоген - неоген - четвертичные отложения) и залегающие на грубообломочной полосе средне-верхнего девона. Разрез верхней части средне - верхнего девона, условно относимого к фундаменту, вскрыт первой поисковой скважиной в интервале 2652 - 2808 м и представлен грубообломочными пестроцветными конгломератами и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами.
Некоторые пласты песчаников представляют водонасыщенные коллекторы. Мощность толщи увеличивается от свода к северо-западному крылу и северо-восточной переклинали и составляет 420-500м.
Нижняя Пермь Р1 . На данной площади также, как и по всей Мойынкумской впадине, нижний отдел по своему литологическому составу расчленен на подсоленосную и соленосную толщи, граница между которыми за счет фациального замещения смешивается. Отложения нижней перми на подстилающем карбоне залегают согласно.
К отложениям подсоленосной толщи приурочена залежь азотно-углеводородного газа.
Подсоленосная толща в основании представлена пачкой аргиллитов, выше переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Песчаники мелко- и среднезернистые, алевритистые, в различной степени глинистые и карбонатные, часто сульфатизированные включениями ангидрита, трещиноватые. В северной части площади в верхней части толщи песчаники сцементированы галитом и содержат его включения.
Ангидриты и алевролиты коричневые, плотные, окремненные, с многочисленными желваками ангидрита, обычно песчанистые.
Севернее и южнее свода структуры происходит смещение кровли подсоленосной толщи вниз по разрезу за счет перехода ангидритизированной части разреза в каменные соли. Мощность подсоленосной толщи изменяется от 270 м в сводовой части, до 410 м на северо-западном крыле. В кровельной части толщи прослеживается отражающий горизонт.
Соленосная толща в нижней части структуры представлена каменной солью с примесью терригенного материала - аргиллита и песчаника на галитовом цементе с включением каменной соли в виде гнезд или линз. Выше отложения представлены переслаиванием галита от грязно-серого до коричневого (цветов), крупнокристаллического с алевролитовым увеличением мощности слоев галита от свода к крыльям. Алевролиты коричневые, плотные, окремненные на слабо известковистом цементе.
Мощность отложений в пределах структуры не выдержана из за фациального замещения в нижней части и эрозионого размыва в верхней, и изменяется от 210 до 514 метров.
Верхняя пермь Р2. Надсоленосная толща верхней перми, отнесенная к данному возрасту по аналогии с соседними изученными структурами Мойынкумской впадины, на подстилающей соленосной толще залегают с резким угловым несогласием и размывом. Отложения не изучены керновым материалом в пределах структуры, а по данным изучения на соседних структурах представлены красноцветными окремненными алевролитами и аргиллитами, часто сульфатизированными. В основании разреза преобладают мелкозернистые песчаники. Для нижней части разреза характерны многочисленные включения мелких кристаллов ангидрита, а для верхней - гнезда и тонкие прослои белого волокнистого гипса.
Мощность отложений изменяется от 211 до 346 м за счет эрозионного размыва в пресноводной части структуры.
Мезозой-кайнозой. Мезо-кайнозойские отложения по данным поисково-съемочных работ представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Мощность в пределах структуры изменяется от 178 на своде до 346 м на крыльях складки.
В литологическом отношении горизонт сложен серыми песчаниками, мелко - и среднезернистыми кварцевыми и полевошпат - кварцевыми.
Минеральный состав цементирующего вещества кварцевый, глинистый, карбонатно-глинистый, реже карбонатный. Тип цементации поровый, контактово-поровый, порово-контактный, регенерационный (кварцевый) и базальный. Количество цемента изменяется от 0.5 до 0.2. Открытая пористость пород по данным анализов керна изменяется от 0.042 до 0.253, проницаемость от 0.05 до 5.56 х 10-3 мкм-2 по трещинам.
В разрезе продуктивного горизонта имеют место два типа коллекторов – поровый и порово-трещиноватый. Какой либо закономерности в размещении того или иного типа коллекторов в объеме продуктивного пласта не отмечено.
Газоконденсатное месторождение Амангельды расположено в Мойынкумском районе Джамбулской области, в 170 км к северу от г. Джамбул. По
Р1 - нижняя Пермь; С1s - Серпуховский ярус; С1v1 - Визейский ярус;
Рисунок 1.4 - Разрез продуктивной части отложений месторождения Амангельды
кровле верхнетурнейско - нижневизейских продуктивных горизонтов представлено асимметричной брахиантиклинальной складкой с более крутым юго-восточным крылом (Н. Ж, Сиражев, 1989 г). Размеры ее 7х3 км (изогипса - 1920 м) при амплитуде 240м. По кровле нижнепермской продуктивной толщи структура представлена брахиантиклиналью северо - восточной ориентировки с размерами 13,5х7 км и амплитудой около 400 м (изогипса - 900 м). Промышленная газоносность связана с верхнетурнейскими, нижневизейскими, нижнесерпуховскими и нижнепермскими отложениями (рисунок 1.5).
Верхнетурнейская залежь пластово - сводового типа недоразведана. Высота ее 12,5 м при глубине залегания в своде 2140 м. ГВК условно принят на отметке - 1776,5 м. Общая толщина газоносного горизонта 50 м при эффективной толщине 5,6 м.
Коллекторами называются породы независимо от их происхождения способные содержать и отдавать скопления нефти и газа. В разрезе продуктивного горизонта Амангельды имеют место два типа коллекторов - поровый и порово-трещиноватый. Какой либо закономерности в размещении того или иного типа коллекторов в объеме продуктивного пласта не отмечено. Анализ кернового материала показал что трещины встречаются во всех частях разреза, как в низкопоровых коллекторах (пористость от 0.11 до 0.16), так и в коллекторах средней пористости (0.20 - 0.26). Трещины увеличивают пористость коллектора весьма незначительно на 0.0005 - 0.001, но сильно влияют на проницаемость. Их наличие в низкопоровых коллекторах значительно увеличивает способность газоотдачи последних.
В средней части продуктивного горизонта залегает глинистый пласт, отмеченный на диаграммах ГИС повышенной естественной гамма-активностью и значительным увеличением диаметра скважины по показаниям кавернометрии. Однако служить надежным газоупором он не может, поскольку слагающие его аргиллиты песчанистые (0.40 - 0.55) - проницаемые по трещинам. Кроме того в районе скважин 17 и 18 этот пласт частично замещается песчаниками и алевролитами, толща глинистых пропластков между ними не превышает 1 - 1.5 м, что не может быть надежной покрышкой. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. Из интервалов опробования, приуроченных к различным частям разреза, получены притоки газа с одинаковым пластовым давлением.
По результатам анализов кернового материала построены гистограммы распределения пористости проницаемых пород для каждой скважины с учетом положения относительно центрального аргиллитового пласта. Гистограммы распределения пористости по данным анализов керна представлены на рисунке 1.6 для скважин 1, 6, 7, 8, 11 и 17, а также суммарные распределения пористости по всем скважинам. На рисунках обозначено: I - верхняя часть пласта (выше глинистого пласта), II - нижняя часть пласта.
Из рисунков видно, что закон распределения пористости для обоих частей горизонта одинаков и нет оснований выделять каждую часть в самостоя -
Структурные карты по кровле:
а - сульфатно - галогенно -терригенной продуктивной толщи нижней перми,
б - верхнетурнейско - нижневизейского газоносного горизонта II;
в - геологический профиль по линии 1-1;
1 - контур газоносности;
буква "с" у номера скважин означает - структурная скважина;
горизонты:
МС - межсолевой,
ПС - подсолевой,
С - солевой
Рисунок 1.5 - Газоконденсатное месторождение Амангельды
Рисунок 1.6 - Гистограммы распределения пористости по данным анализов керна по всем скважинам
тельный объект. Нижневизейский продуктивный горизонт - единый резервуар с коллекторами порового и порово-трещинного типа.
Изучение состава и свойства газа и конденсата на месторождении Амагельды проводилось в лабораториях ЦХЛ ЮКТГУ, СредАЗНИИГаза, ВНИГРИ и ВНИГНИ.
Пробы газа и конденсата отбирались на устье. Часть анализов не принималась в расчет средних значений параметров, как имеющих отклонения в содержании от установленных пределов.
В результатах анализов газа с повышенной газонасыщенностью содержания аргона и гелия принимаются по результатам анализов СредАЗНИИГаза и контрольных анализов ВНИГРИ, имеющих хорошую проницаемость.
Определения ЦХЛ ЮКТГУ и КазНИГРИ имеют большие отклонения и исключения.
Коллекторы порового и трещинно-порового типов, представлены песчаниками и алевролитами. Средние значения их пористости 13,6%, проницаемости 0.002 мкм2. Коэффициент газонасыщенности 0,4.
Пластовое давление 24,82 М Па. Начальный дебит 37 тыс. м2/сут на 7-мм шайбе. Покрышкой залежи служит толща аргиллитов, залегающих в кровле верхнетурнейского разреза.
Нижневизейская газовая залежь пластово - сводового, литологически экранированного типа вскрыта на глубине 2071 м. Высота ее 236 м при условно
принятой абсолютной отметке ГВК - 1939 м. Общая толщина газоносного горизонта 30 м, эффективная толщина 19м. Коллекторы порового и трещинно-порового типов, представлены песчаниками, алевролитами, реже псевдоолитовыми известняками.
Пластовые воды нижнекаменноугольных продуктивных горизонтов относятся к хлоридно-кальциевому и хлоридно-натриевому типам. Плотность их 1,24 г/см3, минерализация до 317 г/л. В них содержатся промышленных концентрациях калий, литий, рубидий, цезий, стронций, бром, иод.
Режим залежей упругогазонапорный. Месторождение подготовлено к промышленному, освоению.
Строение структуры Амангельды изучено сейсморазведкой МОВ-ОГТ по отложениям нижнего карбона (отражающие горизонты III - подошва карбонатной толщи среднего визе - кровля газоносных отложений нижнего визе и IIIк- кровля карбонатной толщи визе - серпуховского яруса, примерно совпадающая с серпуховским газовым горизонтом). Структурные карты этих горизонтов по данным сейсморазведки, в целом, совпадают. Структурный план нижнего карбона уточнен по данным глубокого поискового и разведочного бурения, показывающего удовлетворительную сходимость с данными сейсморазведки.
Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с юго-востока фиксируется сейсморазведкой, как зона потери корреляции отражений от опорных горизонтов и наличие дифрагированных волн. Ширина этой зоны до 1 км и границы её, показаны на структурной карте, носят несколько условный характер. Она имеет форму дуги, обращенной выпуклой частью к юго-востоку и меняющей простирание от субмеридиального в северной части до субширотного в южной. На опущенном блоке расположена структура Амангельды II.