Южно-Гремячное месторождение. Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан.. 1. общие сведения о районе работ
Скачать 5.77 Mb.
|
1.2. Характеристика района работТерритория располагается в пределах междуречья Урал-Волга и относится по административному делению к Денгизскому району Атырауской области Республики Казахстан. Площадь работ представляет собой низменную полупустынную равнину, осложнённую барханными песками (Рын-пески) и сорами. Абсолютные отметки локальных возвышенностей плюс 20 м, погруженных участковминус 10 м. В районах выхода на дневную поверхность кепроков, сложены гипсами и ангидритами, распространены карстовые воронки глубиной до 10 м. Развита система соров (солончаков). Растительность типичная для зоны пустынь и полупустынь. Климат резко континентальный. Экстремальные перепады температуры: плюс 45с, минус 30с. Количество атмосферных осадков менее300мм в год. Летом часто наблюдается пыльные бури. Условия проведения работ соответствует П.(60) и Ш.(40) категориям трудности. Топографо-геодезические работы выполнялись в условиях П. категории трудности. По периметру на расстоянии 15-20км от проектируемой площади расположены поселковые пункты. На площади территорий не имеются никаких водаснабжающих сооружений. Обеспечением пресной (питьевой) воды являются многочисленные колодцы. Источники техническим водоснабжением являются гидрогеологические скважины. Подземные воды Каспийского региона, как любой другой, формируются и преобразуются под влиянием различных природных факторов, в первую очередь физико-географических (рельеф, климат, поверхностные воды) и геологических. При этом в разных районах в качестве главных выступают то один, то другие факторы, в сложном сочетании между собой. Для того чтобы выяснить направленность их влияния на гидрогеологические процессы приходятся выделить из всеобщей связи отдельные факторы и их рассматривать самостоятельно. Гидрогеологическая роль физико-географических факторов сложна разнообразно. Рельеф в совокупности с геоструктурными и почвенно-ландшафтными факторами способствует преобразованию климатических и гидрологических компонентов в гидрогеологические. Одни компоненты климата (атмосферные осадки, факторы увлажнения) определяют условия питания подземных вод, а другие (испарение и испаряемость)-их расходование. Термические факторы их усиливают или ослабляют. Влияние поверхностных вод на подземные воды определяется в зависимости от площади, высотного положения местности, климатической зональности и комплекса ландшафтных условий. Отметим, что пространственное положение, характер изменения основных физико-географических показателей в многолетнем, годовом и сезонном разрезе по региону и прилегающих к нему районов, их роль в формировании и распространении подземных вод достаточно подробно рассмотрены. Засушливость климата региона обусловливает его бедность поверхностными водами. Речная сеть развита только в его северной части, где постоянный сток имеет только р. Урал, а остальные небольшие реки и многие временные водотоки теряются в их дельтах. Самым крупным водоемом региона является. Каспийское море, которое по площади занимает первое место среди внутриконтинентальных озёр в мире. Остальные придельтовые озёра и конечные озёровидные окончания временных водотоков небольшие, высыхающие летом. 1.3 Характеристика месторожденияЮжно-Гремячинское — нефтяное месторождение в Казахстане. Расположено в Зеленовском районе Западно-Казахстанской области, в 35 км к запад-северо-западу от г. Уральска. Открыто в 1994 году. Месторождение выявлено в 1994 г. в результате испытания калиновских карбонатных отложений в скважине №2. Скважина была заложена на структуре, подготовленной сейсморазведкой, в пределах которой в ранее бурившейся и ликвидированной по техническим причинам поисковой скважине 1 было зафиксировано интенсивное нефтепроявление. Структура представляет собой брахиантиклинальное поднятие, северный склон которого частично срезается выклиниванием карбонатных калиновских отложений. Двумя тектоническими нарушениями, продольным в сводовой части и поперечным в районе западной переклинали, структура делится на три блока. Продуктивность установлена в пределах южного блока, полузамкнутое поднятие которого экранируется продольным и, частично, поперечным нарушениями. [1] Расположенная на восточном погружении блока скв.5 коллекторов в калиновских отложениях не вскрыла. Размеры структуры составляют 1,5х15,0 км, амплитуда 400 м. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 3152 м (абс.-3078 м). Коллекторами являются преимущественно доломиты, пористость которых меняется от 6 до 13,5% при среднем значении 8%. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.2 составила 15,9 м. Дебит нефти на 4 мм штуцере равнялся 13 м3/сут, газа - 3 тыс.м3/сут, после проведения солянокислотной обработки дебит нефти увеличился до 21,5 м3/сут, газа до 5,3 тыс. м3/сут. Нефть имеет плотность 879 кг/м3 с содержанием фракций, выкипающих до 200оС около 40%, до 300оС - около 70%. Нефть содержит (% мас.): асфальтенов - 0,02, серы - 0,47-0,73, меркаптанов - 0,05. В нефтерастворенном газе содержится (% мол.): метана -55,0, этана -10,0, пропана -3,8, бутанов - 1,9, азота - 19,7, диоксида углерода - 7,0, сероводорода - 1,85. Месторождение находится в разведке. Запасы составляют 20 млн тонн нефти.[1] Промышленная разработка Оператором месторождения является казахстанская нефтяная компания ТОО "Жаикмунай".[2] Подошвенные воды не получены, месторождение находится в разведке. |