Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ское, 81 - Южно-Андреевское, 82 - Фонталовское, 83 - Старотиторовское, 84 - Стрельчанское, 85 - Камышеватое, 86 - Джигинское, 87 - Благовещенское, 88 - Витязевское, 89 - Дообское, 90 - Прасковеевское, 91 - Пшадское, 92 -Архипо - Осиповское.
Промышленная нефтегазоносностъ месторождениясвязана с отложениями мэотического, понтического и киммерийского ярусов, причем, наблюдается следующая закономерность в распределении нефти и газа по разрезу: в нижней части мэотиса имеются только нефтяные залежи (VII, VI-a, VI, V, IVa горизонты), верхняя часть (IV горизонт) содержит крупную газонефтяную залежь, в понтическом и киммерийском ярусах установлены только чисто газовые залежи (III,II,I горизонт). Из отложений нижнего сармата, караганского и чокракского горизонтов были получены небольшие притоки нефти, но промышленные скопления в них не обнаружены(рисунок 6).[5]
Рисунок 6 -Принципиальная схема месторождения, приуроченная к диапировой структуре [1]
В процессе разведочных работ были получены притоки нефти и газа из сарматских и среднемиоценовых отложений, но промышленных залежей в них не установлено.
Условия залегания нефти и газа контролируются сводом складки, характером поведения коллектора и, в ряде случаев разрывными нарушениями и диапировым ядром.
На Анастасиевско-Троицком месторождении все залежи нефти и газа приурочены к песчано-алевритовым коллекторам. Все залежи являются пластовыми и сводовыми. Большинство из них частично ограничены литологически. [5]
Пластовый резервуар IV горизонтапредставлен мощной (до 156 м) пачкой песчано-алевритовых пород, с высокими коллекторскими свойствами, широко развитой на большей части Западно-Кубанского прогиба. С ним связан ряд залежей нефти и газа. Самой крупной из них является газонефтяная залежь, приуроченная к Анастасиевско-Троицкой складке, образующая пластовую сводовую ловушку, в которой сосредоточены почти все известные запасы нефти и газа IV горизонта. Небольшие газонефтяные залежи в IV горизонте имеются на Курчанской диапировой и Западно-Анастасиевской криптодиапировой складках. К северу от Анастасиевско-Троицкого месторождения залежи обнаружены на Славянской, Фрунзенской и Красноармейской складках, а в пределах южного борта нефтеносность IV горизонта установлена в Кеслеровском "заливе" и на Джигинской структуре.
Отличительной особенностью залежи является наличие огромной газовой шапки, превышающей по объему нефтяную часть залежи в несколько раз. Нефтяной слой этажом - 20 - 25 м и огромной газовой шапки этажом 156 м на Анастасиевском участке и 95 м на Троицком. [5]
Начальное положение газонефтяного контакта по данным геофизических исследований определено на отметке - 1502 м.
Водонефтяной контакт изменяется от- 1521 м на западе Анастасиевского участка до - 1532 м на восточной периклинали Троицкой складки.
Выделение нефтеносных участков, именуемых в дальнейшем с некоторой условностью залежами, производилось по данным опробования и эксплуатации IV-а горизонта, а также качественной интерпретации материалов геофизических исследований скважин.
На Анастасиевском участке выделено 5 залежей нефти, на Троицком - 14. [6]
Анастасиевский участок.
Залежь 1-А. Охватывает значительную часть Анастасиевского свода к северо-западу от большого выступа диапирового ядра. Залежь разделена сбросовыми нарушениями на 4 блока.
Блок 1. Все скважины данного блока вскрывают IV-а горизонт в условиях нефтенасыщения. ВНК принимается на отметке - 1544м, соответствующей отметке подошвы нефтенасыщенных прослоев в скв. № 204. С северо-запада блок ограничен внешним контуром нефтеносности, с остальных сторон - двумя расходящимися сбросами и на небольшом участке - малым выступом ядра.
Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 8,1 м Длина блока 2,3 км, ширина по внешнему контуру нефтеносности - 0,5 км.
Блок 2. Находится на северо-восточном крыле Анастасиевского свода. Ограничен с юго-запада и запада основным сбросом и его ответвлением, с юго-востока - большим выступом диапирового ядра, с северо-востока -внешним контуром нефтеносности. Последний проводится в северо-западной части блока по изогипсе - 1538 м по данным геофизических исследований скважин № 365, № 16 и 176, затем опускается к юго-востоку до отметки - 1563 м по данным скважины № 7.
Максимальная нефтенасыщенная толщина VI-a горизонта в блоке достигает 8,8 м, длиной 3,5 км, при ширине блока до 0,75 км. В центральной части блока находится малый выступ диапирового ядра. [6]
Блок 3. Расположен в клине между основным продольным сбросовым нарушением и более мелким сбросом, выделенным на участке скважин № 636, № 622 и 623. С юго-востока и на северо-западе блок частично ограничен линией выклинивания коллекторов. По материалам геофизических исследований скважин № 105 и № 171 внешний контур нефтеносности проводится по изогипсе - 1561 м.
Нефтенасыщенная толщина горизонта в блоке 3 достигает 7,8 м Размеры блока 2,0 х 1,2 км.
Блок 4. Занимает часть юго-западного крыла свода. С северо-востока блок ограничен разрывным нарушением, с остальных сторон, кроме участка скважины № 138, - линией выклинивания коллекторов. По данным скважины № 138 водонефтяной контакт условно отбивается на отметке - 155 м.
Длина блока 2,6 км, ширина 0,6км.
Залежь 2-А. Вскрыта лишь двумя скважинами № 149 и № 184 в присводовой части северо-восточного крыла. Внешний контур нефтеносности ограничивает залежь по изогипсе - 1549 м (подошва нефтенасыщенных прослоев в скважине № 184). С остальных сторон залежь ограничена ли?/p>