Состав и свойства горных пород и коллекторов

Министерство образование и  науки РФ ФГБОУ ВПО

«Кубанский государственный технологический  университет»

Институт нефти, газа и энергетики. Кафедра нефтегазового промысла.

 

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

по теме: «Состав и свойства горных пород и коллекторов»

 

 

 

 

 

 

                                                                                                    Выполнил: студент 

                                                                                        гр. 12-НБ-НД4

 Северьянов Владислав

                                                                            Проверил: доцент

Твердохлебов И.И.                                          

 

 

г.Краснодар 2013

Содержание:

 

 

1. Введение...........................................................................................3
2. Экранированная залежь..................................................................5
3. Массивная залежь...........................................................................7
4. Пластовая залежь ...........................................................................9
5. Список литературы.......................................................................13

 

Введение

 

Месторождение нефти и газа – это совокупность залежей в пределах единой структуры, единого антиклинального поднятия чаще всего. На месторождении залежи в вертикальном разрезе расположены  одна над другой, в пределах единой структуры. 
 
 На одном и том же месторождении встречаются залежи самых различных типов: пластовые сводовые залежи, массивные залежи, литологические залежи и др.  
 
Классификация месторождений нефти и газа должно, прежде всего, характеризоваться геологическим строением участка земной коры, к которому они приурочены, и типами ловушек с залежами. Часто приводят такие сведения, как структурное положение данного участка с месторождением по отношению к более крупному тектоническому элементу земной коры I, II порядков; соотношение структурных планов, т.е. имеется ли несоответствие между структурными планами различных этажей; количество залежей; запасы нефти; глубина залегания продуктивных пластов; фазовое состояние УВ в залежах; зональность в вертикальном разрезе залежей; проницаемость; пористость; дебиты нефти и газа и другие данные. Большинство предложенных классификаций месторождений нефти и газа проведено по тектоническому принципу. 
 
Известный геолог-нефтяник А.А.Бакиров выделяет следующие типы месторождений: 
 
-  месторождения структурного типа; 
 
- месторождения рифогенного типа; 
 
- месторождения литологического типа; 
 
-  месторождения стратиграфического типа; 
 
-  месторождения литолого-стратиграфического типа. 
 
Эта классификация основана на генетических принципах и отражает особенности формирования ловушек.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Экранированная  залежь

 

  1.Урманское месторождение нефтяное Томская область Урманское нефтяное месторождение было открыто в 1974 году на одноименном поднятии в кровле фундамента, представляющем собой эрозионно-тектонический выступ. Здесь на предюрскую эрозионную поверхность выходят карбонатные и глинисто-карбонатные отложения верхнего девоно-карбона. Промышленная залежь связана с зоной контакта дезинтегрированных пород палеозоя и юрских отложений. Залежь структурно-литологического типа, тектонически экранированная. Месторождение относится к разряду мелких. Согласно оценкам, запасы нефти категории С1 составляют 3100 тыс.тонн. 

2. Мессояхской наклонной гряды открыто11 месторождений, с востока на запад: Мессояхское, Новосоленинское, Северо-Соленинское,Южно-Соленинское, Восточно-Мессояхское, Западно-Мессояхское, Антипаютинское, Тота-Яхинское, Семаковское, Северо-Парусовое и Парусовое. По мере изучения

вышеперечисленных месторождений стали обнаруживаться тектонически экранированные залежи. Выяснилось, что большая часть сеноманских, как и нижележащих, залежей осложнены тектоническими нарушениями.Мессояхская наклонная гряда начала формироваться в конце юрского периода, над

тектоническим выступом фундамента. Некоторые исследователи  интерпретируют такие выступы фундамента как гипсометрически приподнятые межрифтовые, реже внутририфтовые блоки, контролирующие размещение всех основных зон. Структуры, приуроченные к этим блокам, развивались унаследовано, закончили своё формирование в неокоме, вверх по разрезу наблюдается их выполаживание.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Массивная залежь

1.Разработка массивной залежи Коробковского месторождения осуществляется с 1962 г. по технологической схеме ВНИИГаза, составленной в 1961 г. При составлении технологической схемы разработки приняты следующие основные исходные данные: начальные запасы газа ( приведенные к стандартным условиям) - 70 млрд. м3, начальное пластовое давление - 140 кгс / см2, пластовая температура - 48 С, средний начальный дебит скважин - около 350 тыс. м3 / сут.

 

2. Сафьяновское медноколчеданное месторождение расположено в 10 км к СВ от города Реж. Оно локализовано в измененных вулканитах кислого и среднего состава в пределах Восточно-Уральского поднятия в южной части Режевской структурно-формационной зоны. Главная залежь массивных колчеданных руд имеет длину 400 м при ширине до 140 м и отрабатывается карьером. В дальнейшем планируется разработка местрождения подземным способом. В породах наблюдаются многочисленные разрывные нарушения. В пределах карьера картируются Сафьяновский и Восточный разломы крутого ЗСЗ падения. Западный контакт залежи совпадает с Сафьяновским разломом, восточный близок к Восточному разлому. В зоне разлома породы осветлены и изменены. На контакте с рудными телами находятся наиболее глиноземистые образования алунит-каолинит-серицит-пирит-кварцевого состава, затем следует зона каолинит-серицит- хлорит-кварцевого состава. Южный фланг залежи резко выклинивается, северный переходит в серию апофиз, представленных массивным халькопиритом и прожилково-вкрапленными рудами. В западной части Главной залежи развит преимущественно халькопирит в юго-восточной – халькопирит-сфалеритовое оруденение. Вблизи западного контакта залежи выделяется субмеридиональная зона богатых медных руд шириной от 2 до 30 м. Залежь массивных руд оконтурена с запада прожилково-вкрапленными медными рудами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пластовая залежь

1. На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г. Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м. Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м. Согласно тектонической схеме Суторминское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м. По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

 

2.Северо-Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 220 километрах к юго-востоку от административного центра округа города Нарьян-Мар. Северо-Харьягинская структура выявлена и подготовлена к бурению в 1969 году сейсморазведочными работами МОВ. Буровые работы на Северо-Харьягинской площади были начаты в 1976 году бурением структурно-поисковой скважины №221. В результате была открыта залежь нефти в известняках артинского возраста. В глубокое поисковое бурение Северо-Харьягинская площадь введена в 1978 году, в разведочное - в 1982-м. Всего на Северо-Харьягинском месторождении пробурено 12 скважин - одна структурно-поисковая, восемь поисковых и три разведочных . В результате проведения геологоразведочных работ было открыто многопластовое нефтяное месторождение. Залежи нефти приурочены к карбонатным ассельско-сакмарским (одна) и терригенно-карбонатным артинским (две) отложениям. В 1987 году на Государственный баланс были поставлены запасы нефти по месторождению по залежам P1ar-II, P1ar-I и P1a+s. Лицензия на право пользования недрами НРМ 13405 НР на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Северо-Харьягинского участка недр в НАО зарегистрирована 13.12.2005г. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Северо-Харьягинского месторождения на основе агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «Хвойное» (держатель лицензии). Северо-Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 220 километрах к юго-востоку от административного центра округа города Нарьян-Мар. Северо-Харьягинская структура выявлена и подготовлена к бурению в 1969 году сейсморазведочными работами МОВ. Буровые работы на Северо-Харьягинской площади были начаты в 1976 году бурением структурно-поисковой скважины №221. В результате была открыта залежь нефти в известняках артинского возраста. В глубокое поисковое бурение Северо-Харьягинская площадь введена в 1978 году, в разведочное - в 1982-м. Всего на Северо-Харьягинском месторождении пробурено 12 скважин - одна структурно-поисковая, восемь поисковых и три разведочных . В результате проведения геологоразведочных работ было открыто многопластовое нефтяное месторождение. Залежи нефти приурочены к карбонатным ассельско-сакмарским (одна) и терригенно-карбонатным артинским (две) отложениям. В 1987 году на Государственный баланс были поставлены запасы нефти по месторождению по залежам P1ar-II, P1ar-I и P1a+s. Лицензия на право пользования недрами НРМ 13405 НР на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Северо-Харьягинского участка недр в НАО зарегистрирована 13.12.2005г. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Северо-Харьягинского месторождения на основе агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «Хвойное» (держатель лицензии). Северо-Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 220 километрах к юго-востоку от административного центра округа города Нарьян-Мар. Северо-Харьягинская структура выявлена и подготовлена к бурению в 1969 году сейсморазведочными работами МОВ. Буровые работы на Северо-Харьягинской площади были начаты в 1976 году бурением структурно-поисковой скважины №221. В результате была открыта залежь нефти в известняках артинского возраста. В глубокое поисковое бурение Северо-Харьягинская площадь введена в 1978 году, в разведочное - в 1982-м. Всего на Северо-Харьягинском месторождении пробурено 12 скважин - одна структурно-поисковая, восемь поисковых и три разведочных . В результате проведения геологоразведочных работ было открыто многопластовое нефтяное месторождение. Залежи нефти приурочены к карбонатным ассельско-сакмарским (одна) и терригенно-карбонатным артинским (две) отложениям. В 1987 году на Государственный баланс были поставлены запасы нефти по месторождению по залежам P1ar-II, P1ar-I и P1a+s. Лицензия на право пользования недрами НРМ 13405 НР на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Северо-Харьягинского участка недр в НАО зарегистрирована 13.12.2005г. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Северо-Харьягинского месторождения на основе агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «Хвойное» (держатель лицензии).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Список литературы:

1. Щербаков Д.И.  Новые данные о месторождениях киновари и антимонита в Южн. Фергане //Докл. АН СССР, А, 1926 
2. Щербаков Д.И.  К геохимии Алайского хребта // Тр. Памирской экспед., 1928года., вып.VII, Л., изд. АН СССР, 1931 
3. Щербаков Д.И.  Избранные труды. Т.1, М., "Наука", 1969 
4. Соседко А.Ф.  Новые месторождения антимонита и киновари в Фергане.//Докл. АН СССР, А, 1927, №12 
5. Смирнов В.И. Геологические основы поисков и разведок рудных месторождений. М.,Изд-во МГУ, 1954  
6. Смирнов С.С.  Зона окисления сульфидных месторождений. Л.-М., ОНТИ, 1936 
7. Сауков А.А.  Геохимические очерки. М., "Наука", 1976 
8. Поярков В.Э.  Хайдаркан. Геология и рудоносность М.-Л. Изд-во АН СССР, 1937, 279 стр. 
9. Поярков В.Э.  Ртуть и сурьма.//Оценка месторождений при поисках и разведках, 1965, вып. 15 
10. Поршняков Г.С.  Герциниды Алая и смежных районов Южного Тянь-Шаня. // Изд-во ЛГУ, 1973 
11. Федорчук В.П.  О связи ртутно-сурьмяных месторождений с рудопроявлениями других типов. // Труды АН  Кирг. ССР, 1961 
12. Довжиков А.Е., Зубцов Е.И., Аргутина Т.А. Тянь-Шаньская складчатая система. // В кн.: Геологическое строение СССР, т. 2, М., 1968 
13. Зималина В.Я. Достоверность разведки рудных месторождений Средней Азии с неравномерным распределением оруденения. // Ташкент: Фан, 1992, 216 с.