23841 (603083), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Сравнение сейсмогеологических и магнитогравиметрических характеристик, а также региональные общегеологические реконструкции дают основание предполагать, что на территории Прикаспийской впадины преломляющий горизонт связан с поверхностью фундамента, представленного магматическими и метаморфическими породами дорифейского возраста. Здесь, как и на юго-восточном склоне Воронежской антиклизы на геофизическом гранитогнейсовом слое залегает осадочный чехол. Данные сейсморазведки позволяет предполагать, что на территории Сарпинского прогиба и кряжа Карпинского на геофизическом базальтовом слое залегает осадочный чехол повышенной мощности, начинающийся доплитным комплексом верхнего протерозоя. Поверхность Мохоровичича на территории Калмыкии залегает на глубинах более 40 км. По подошве земной коры на севере выделяются две крупные структурные ванны, разделенные достаточно широким перешейком. Сопоставление их со структурами по поверхности кристаллического фундамента показывает, что восточная ванна отвечает левобережной вершине Астраханского свода и западной части Северо-Каспийского выступа, западная – двум зонам выступов Волгоградско-Камышенской и Антиповско-Щербаковской. На кряже Карпинского расположен обширный относительно приподнятый участок по подошве земной коры, отвечающий Элистинскому прогибу. Этот достаточно резкий подъем поверхности Мохоровичича проходит по Астраханскому и Северо-Манычскому разломам, которым в геомагнитном поле отвечают цепочки аномалий повышенной интенсивности.

Таким образом, для территории Калмыкии характерны обращенные структурные планы по подошве и кровле консолидированной земной коры. Выступы фундамента характеризуются увеличенными мощностями более 35 км., прогибы – сокращенными 15-25 км. Отмеченные существенные вариации мощностей указывает на значительную дифференциацию внутреннего строения фундамента, а также позволяют предполагать существование двух резко отличных друг от друга типов земной коры. Земная кора здесь характеризуется пониженными мощностями консолидированной части при увеличенной мощности геофизического базальтового слоя за счет отсутствия геофизического гранитогнейсового слоя. Все это типично для коры океанического типа, однако, общая мощность земной коры этих районов характерна для континентального ее типа. Поэтому можно считать, что на территории Сарпинского прогиба и кряжа Карпинского развита двухслойная земная кора субокеанического или переходного типа, которая по предполагаемому вещественному составу, мощности и геофизическим характеристикам аналогична земной коре современных глубоководных котловин внутренних морей – Средиземного, Черного, Каспийского.

На остальной территории развита, по-видимому, трехслойная земная кора типично континентального типа. Она характеризуется нормальной общей мощностью (50км.) и присутствием в консолидированной ее части гранитогнейсового и базальтового геофизических слоев.

Изложенное свидетельствует о сложном глубинном строении территории Калмыкии, сложных и специфических геологических процессах, протекавших в ее недрах на протяжении позднего протерозоя–палеозоя, связанных, в первую очередь, с проявлением субгоризонтальных тектонических движений.

На одном из последних вариантов структурной карты (ВДТГУ, 1963), построенной в целом для Цубукско-Бударинской зоны поднятий, примерно в контурах Олейниковского поднятия четко фиксируется его северное крыло размером 18 X 3 км и амплитудой 80 м. Южное крыло, отделенное от северного системой широтных сбросов, на восточной периклинали не замыкается, составляя таким образом единую протяженную полосу с Промысловским поднятием. Углы падения крыльев около 2°. Структура имеет юго-восточное, близкое к широтному простирание и вся разбита системой многочисленных сбросов, разделяющих ее на отдельные тектонические блоки, нефтегазонасыщенность которых зависит прежде всего от их гипсометрического положения.

Рис. 8. Структурное строение Олейниковского месторождения

1 – изогипсы в м; 2 – тектонические нарушения

5.3. Гидрогеологическая характеристика

Олейниковское месторождение располагается в Средне-Каспийском артезианском и нефтегазоносном бассейне у границы его с Северо-Каспийским нефтегазоносным бассейном. В осевой зоне погребенного вала Карпинского вследствие тектонических нарушений изменяется направление основного потока подземных вод, идущего с юга. Из четырех, выделяемых по сумме геолого-геофизических показателей, водоносных комплексов — юрского, нижнемелового, верхнемелового и плиоценового, изучены только два нижних.

При опробовании юрских отложений получены притоки высокоминерализованных вод. Величина притока изменялась от 18 м3/сутки (при понижении динамического уровня на 350 м от устья) до слабого перелива с дебитом 5,7 ма/сутки. Величина минерализации пластовых вод 4286—4601 мг-экв/л. Тип воды хлоркальциевый. К основному водоносному горизонту в песчаниках нижнеальбского подъяруса приурочены напорные разгазированные воды с несколько меньшей, но достаточно высокой минерализацией, равной 3000— 3250 мг-экв/л. Подсчитанные по скважинам величины пьезометрических уровней в столбе пресной воды колеблются от +73 до +98 м.

5.4. Нефтегазоносность

Олейниковское месторождение многопластовое. Два продуктивных горизонта выявлены в отложениях нижнего мела и два — в отложениях верхнего.

С самым нижним, IV продуктивным горизонтом связаны все известные запасы нефти и основные запасы газа месторождения. Кровля горизонта в различных тектонических блоках залегает на глубине 882—978 м. Мощность песчаной толщи, кровля которой является нефтегазонасыщенной, равна 172—180 м. Песчаники серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, кварцево-глауконитовые, рыхлые, с тонкими прослойками глин. Открытая пористость песчаников 22—34%, в среднем 29%; проницаемость 17—1285 мд, в среднем 314 мд, коэффициент нефтегазонасыщенности 0,79. В контуре нефтегазоносности преобладают среднезернистые песчаники с содержанием фракции 0,25—0,1 мм до 53%; за контуром коллекторские свойства ухудшаются.

В толще глин среднего и верхнего альба залегают два характерных прослоя алевролитов, к которым приурочен III продуктивный горизонт. Кровля его находится на глубине 705—730 м. Суммарная мощность прослоев алевролитов 9—11 м. Алевролиты серые, кварцево-глауконитовые, неплотные. Открытая пористость алевролитов 20—25%, эффективная 12—14%; коэффициент газонасыщенности 0,78.

II продуктивный горизонт приурочен к известнякам сантонского яруса верхнего мела. Кровля горизонта залегает па глубине 570— 580 м. Мощность пачки известняков достигает нескольких десятков метров. Известняки светло-серые, почти белые, пелитоморфные.

Коллекторские свойства их связаны с локально развитой трещиноватостью.

Очевидно, еще более локальное распространение имеет I продуктивный горизонт, приуроченный к прикровельной известняково-мергелистоё пачке маастрихтского яруса.

С IV горизонтом связаны по крайней мере четыре самостоятельные залежи, приуроченные к отдельным тектоническим блокам па южном крыле поднятия. В двух блоках (втором и четвертом) содержатся чисто газовые залежи, в двух (первом и третьем) — залежи нефти с газовой шапкой.

К первому блоку приурочена пластовая тектонически экранированная водоплавающая нефтяная залежь с газовой шапкой. Притоки нефти получены в скв. 21 и 41. Фонтан газа с абсолютно свободным дебитом 3855 тыс. м3/сутки получен из скв. 6. Площадь залежи 620 га. Этан; газоносности равен 13 м, этаж нефтеносности 21 м. Абсолютные отметки ГНК —975 м, НВК —996 м; начальное пластовое давление в нефтяной залежи 106 aт, на 1/XI 1963 г. 102,6 aт. Дебиты нефти изменяются от 49 т/сутки с газовым фактором 162 м³/т до 245 т/сутки с газовым фактором 88 м³/т.

Ко второму блоку приурочена пластовая тектонически экранированная водоплавающая газовая залежь. Площадь газоносности 300 га. Этаж газоносности 30 м. ГВК находится на отметке —964 м; начальное пластовое давление 103 aт, текущее, на 1/XI 1963 г. 101,1 aт. Фонтаны газа с абсолютно свободным дебитом 1344,8— 1519,2 м3/сутки получены из скв. 7 и 38.

С третьим блоком связана пластовая тектонически экранированная водоплавающая нефтяная залежь с газовой шапкой. Площадь заложи 370 га. Этаж газовой шапки равен 11 м, этаж нефтеносности 10 м. Абсолютные отметки ГНК —919 м, НВК —929 м; начальное пластовое давление в газовой залежи 99 aт, текущее, на 1/XI 1963 г. 96,8 aт. Добиты нефти, полученной из двух скважин, колеблются от 36,5 т/сутки с газовым фактором 75 мл/т до 170 т/сутки с газовым фактором 70 м³/т. Абсолютно свободный дебит газа из газовой шапки равен 1215 м³/сутки (скв. 25).

К четвертому блоку приурочена пластовая тектонически экранированная водоплавающая газовая залежь. Площадь газоносности 310 га. Этаж газоносности 24 м. ГВК находится на отметке —927 м. Начальное пластовое давление 100 aт. Абсолютно свободные дебиты газа изменяются от 321 тыс. (скв. 30) до 2048 тыс. м³/сутки (скв. 15).

Извлекаемые балансовые запасы нефти в IV продуктивном горизонте по кат. А + В на 1/1 1963 г. составляли 8,38 млн. т, запасы газа по кат. А + В — 3650 млн. м³.

Очевидно, контурами четвертого тектонического блока ограничена небольшая газовая залежь, приуроченная к III продуктивному горизонту. Залежь полностью не оконтурена. Относится к типу пластовых сводовых, вероятно, тектонически экранированных. Эффективная газонасыщенная мощность пласта 6—8 м. Площадь газоносности около 300 га. Начальное пластовое давление 71 aт. Фонтаны газа получены из скв. 15 и 28. Судя по материалам промыслово-геофизических исследовании, в остальных скважинах горизонт обводнен. Абсолютно свободные дебиты газа 39—50 тыс. м³/сутки. Оперативно подсчитанные перспективные запасы газа в залежи по кат. С₂ равны 480 млн. м³.

Локальная газонасыщенность II продуктивного горизонта установлена в скв. 48, пробуренной в наиболее приподнятой части северного крыла поднятия. По типу залежь, связанная с трещиноватыми известняками, относится к массивным. Площадь газоносности не превышает 300 га. Этаж газоносности 7—8 м. Абсолютная отметка ГВК —922 м; начальное пластовое давление 57 aт. Свободный дебит газа 144 тыс. м3/сутки. Ориентировочные запасы газа в залежи но кат. С₂ равны 220 млн. м³.

На погружении северного крыла установлена газонасыщенность известняково-мергелистой пачки в кровле маастрихтского яруса (I продуктивный горизонт). Размеры залежи очень небольшие и локализуются зоной повышенной трещиноватости известняков. Газонасыщенная мощность пласта в единственной продуктивной скв. 16 равна 7 м. Начальное пластовое давление 54 aтм. Абсолютно свободный дебит газа 106 тыс. м³/сутки. Ориентировочные перспективные запасы газа по кат. С₂ составляют 300 млн. м³.

Характеристики газа и нефти показаны в таблицах 7 и 8.

Табл. 7. Характеристика газа Олейниковского месторождения

6. Межевое газовое месторождение

6.1. Результаты геологоразведочных работ

Продуктивные скважины пробурены на территории Калмыкии в пределах одного изолированного тектонического блока, примыкающего к четвёртому продуктивному блоку Олейниковского месторождения. Глубокое поисковое бурение начато в 1959 г. с целью поисков таких блоков без предварительных изысканий; основанием послужили данные разведки Олейниковского месторождения. Бурение поисковых скважин средней глубиной 1100 м. осуществлялось по системе профилей с расстоянием между профилями 2000 м. и между скважинами на профилях 1000 м. Скважиной первооткрывательницей стала скважина 37; при опробывании кровли песчаной толщи нижнего альба из неё в 1959 г. получен фонтан газа. Всего на месторождении в 1959-1962 гг. пробурена 21 поисково-разведочная скважина суммарным метражом 22900 м; продуктивными являются три. Кроме того, в пределах следующего к востоку тектонического блока (Восточно-Межевая площадь), непосредственно примыкающего к площади Промысловского месторождения и расположенного на территории Астраханской области, пробурено 9 скважин, из которых продуктивной оказалась скважина 95, позволившая установить здесь небольшую самостоятельную залежь.

Характеристики

Список файлов курсовой работы