Курсовая. Геологии и геофизики нефти и газа

• Название: Геологии и геофизики нефти и газа
• Анкор: Курсовая
• Дата: 09.04.2022
• Размер: 5.57 Mb.
• Имя файла: Kursovoy_proekt_Panfilova_Darya_GR-16-02.docx
• Тип: Документы; #455996
• страница: 12 из 12

Глава 5. Калибровка расчётных параметров

Для повышения достоверности бассейнового моделирования необходимо было провести калибровку (уточнение) полученной модели по фактическим скважинным данным. В качестве калибровочного параметра в данной работе использовалась температура. Каждому интервалу глубины соответствовало определенное значение температуры в скважине №9, расположенной в центральной части изучаемого разреза. Глубина скважины составляет 3200 м, абсолютная отметка забоя скважины – (-3045) м, альтитуда устья – 155 м. Интервал глубин, для которого были приведены значения температуры составляет 500-3000 м.

Калибровка модели производилась после первичного просчета модели и введения скважинных данных. На рисунке 15 видно, что углы наклона расчетной кривой и фактической кривой по значениям в скважине совпадают, а вот точки начала кривых на оси значений температур – нет. Поэтому была произведена корректировка тренда SWIT, после чего расчетная и фактическая кривая практически полностью совместились.



Рисунок 15. Графики калибровочных параметров (слева – до калибровки, справа – после калибровки)

Глава 6. Рекомендации по перспективным направлениям ГРР на нефть и газ

В составе расчётных аккумуляций франско-турнейского продуктивного пласта прогнозируются жидкие углеводороды, представленные нефтью. Глубины залегания прогнозируемых скоплений углеводородов изменяются от 2,2 км в западной части изучаемого разреза до 3,1 км в наиболее погруженной восточной части разреза. Самая крупная расчётная аккумуляция данного продуктивного горизонта находится в западной части разреза на глубине около 2,2 км. Вторая по величине аккумулированных углеводородов расчётная аккумуляция находится в восточной части разреза на глубине около 3,1 км. Все прогнозируемые ловушки приурочены к положительным антиклинальным структурам и относятся к структурному классу сводового типа. В центральной части франско-фаменского продуктивного горизонта также прогнозируется наличие расчётных аккумуляций, но объем УВ, заключенных в них, несколько меньше, чем в описанных выше крупных аккумуляциях изучаемой территории.

Прогнозируемые аккумуляции в пределах Предуральского краевого прогиба хорошо коррелируются с имеющимися фактическими данными об открытых здесь месторождениях и пробуренных скважинах. Так, например, расчётные аккумуляции №1,2,3, если их нанести на исходную карту района работ как раз накладываются на пробуренные скважины под номерами 4,5,8. В пределах Западно-Уральской внешней зоны складчатости на Кизеловско-Дружининской структуре пока еще не пробурены скважины, но согласно полученной модели там имеются прогнозируемые аккумуляции, поэтому было бы целесообразно пробурить там пару скважин.

Основные геологические события на изучаемой территории отражены в графике геологических событий (рисунок 16).

Распространение полученных крупных расчётных аккумуляций показано на карте перспектив нефтегазоносности (рисунок 17).



Рисунок 16. График геологических событий





Рисунок 17. Карта перспектив нефтегазоносности

Заключение

Таким образом, в ходе выполнения данного курсового проекта были реализованы следующие задачи:

• 
  получение и обобщение сведений об изучаемом районе;
  
• 
  изучение геологического строения территории;
  
• 
  восстановление условий образования и накопления углеводородов на основе палеоструктурного, литолого-фациального и геохимического анализов;
  
• 
  уточнение полученной модели путем сопоставления расчётных и фактических значений температур;
  
• 
  выделение генерационно-аккумуляционных углеводородных систем, а также изучение процессов, протекающих в них;
  
• 
  количественная оценка перспектив нефтегазоносности и составление рекомендаций по перспективным направлениям ГРР на изучаемой территории.
  

Изучаемая территория находится на территории Российской Федерации, в Приволжском федеральном округе, Пермском крае, Горнозаводском, Добрянском, Лысьвенском, Чусовском и Кунгурском районах.

Район исследований характеризуется достаточно высокой степенью геолого-геофизической изученности.

Изучаемый разрез представлен отложениями протерозойской и палеозойской эратем.

На изучаемой площади выделяется 3 структурных этажа (СЭ): байкальский (рифейско–вендский), каледонско–герцинский (палеозойский), альпийский (мезозойско–кайнозойский). По комплексной геофизической интерпретации предполагается кристаллический архейско–нижнепротерозойский фундамент Восточно-Европейской платформы (ВЕП).

Согласно нефтегазогеологическому районированию изучаемая территория приурочена к Средне-Предуральской и Средне-Уральской нефтегазоносным областям Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Проведя палеотектонический анализ изучаемой территории, можно сделать вывод, что данная территория является благоприятной с точки зрения нефтегазоносности, так как здесь в начале пермского периода были сформированы положительные антиклинальные структуры, а также имеется разрывное нарушение постседиментационного типа, возраст которого можно определить, как послекунгурский. Мощность накопившихся отложений составляет около 4100 м, протяженность - 51 км.

По результатам литолого-фациального анализа на исследуемой территории в качестве нефтегазоматеринских пород выделяются отложения доманиковского горизонта верхнего отдела девонской системы и отложения ассельского и сакмарского ярусов нижнего отдела пермской системы. Выделяются 2 нефтегазоносных комплекса: франско-турнейский НГК и нижнепермский НГК.

На основе анализа граничных параметров можно сделать вывод, что осадконакопление на изучаемой территории происходило преимущественно в мелководно-морских условиях. Значения теплового потока составляют 25-60 мВт/м², т.е. недра характеризуются средней степенью прогретости.

В результате проведения анализа катагенетической эволюции нефтегазоматеринских толщ было определено, что НГМТ доманиковского возраста попала в главную зону нефте- и газообразования, в то время как ассель-сакмарская НГМТ не смогла достигнуть этой стадии. Это можно объяснить интенсивностью погружения, которая была недостаточно большой для того, чтобы нефтегазоматеринские толщи нижнепермского нефтегазоносного комплекса смогли погрузиться на глубины, термобарические условия в которых могли бы обеспечить нужную степень преобразованности керогена органического вещества.

К настоящему времени степень выработанности ОВ доманиковской нефтегазоматеринской толщи достигает 80% в наиболее погруженной восточной части разреза, в центральной части она составляет около 30%, а в самой приподнятой западной части разреза она достигает 10%; степень выработанности ОВ ассель-сакмарской нефтегазоматеринской толщи достигает 25% в наиболее погруженной восточной части разреза, в центральной части она составляет около 3-4%, а в самой приподнятой западной части разреза она колеблется в пределах от 0 до 2%.

В результате проведения анализа процессов миграции был сделан вывод о том, что первичная миграция из НГМТ доманиковского возраста началась в кунгурском веке (281 млн. лет назад) в восточной части разреза в вышележащие коллекторы франско-турнейского возраста. К концу средней эпохи пермского периода началась вертикальная (первичная) миграция из нефтегазоматеринских толщ ассельско-сакмарского возраста в вышележащие коллекторы артинского возраста и в нижележащие коллекторы среднего и верхнего карбона. Миграция УВ происходила в жидком состоянии.

К настоящему времени были сформированы 9 расчётных аккумуляций – все они приурочены к верхнедевонско-нижнекаменноугольному коллектору в составе франско-турнейского НГК. Ловушки, к которым приурочены аккумуляции, относятся к структурному классу, сводовому (антиклинальному) типу. По фазовому состоянию аккумуляции являются однофазными – нефтяными.

Прогнозируемые аккумуляции в пределах Предуральского краевого прогиба хорошо коррелируются с имеющимися фактическими данными об открытых здесь месторождениях и пробуренных скважинах.

В пределах Западно-Уральской внешней зоны складчатости на Кизеловско-Дружининской структуре пока еще не пробурены скважины, но согласно полученной модели там имеются прогнозируемые аккумуляции, поэтому было бы целесообразно пробурить там пару скважин.

Таким образом, данная территория является довольно благоприятной для поиска здесь скоплений жидких углеводородов, особенно в восточной части разреза. Однако, нефтегазоматеринские толщи на сегодняшний день не реализовали полностью свой генерационный потенциал. Это связано с тем, что на изучаемой территории отсутствовало устойчивое и длительное прогибание, которое могло бы обеспечить нижнепермским НГМТ необходимые для преобразования керогена ОВ термобарические условия.

В центральной и западной частях разреза нет каких-либо крупных структур, в которых могли бы скапливаться значительные объемы углеводородов, что также делает эту территорию менее перспективной в плане нефтегазоносности, несмотря на хорошие геохимические параметры нефтегазоматеринских толщ.

Список использованных источников

1. 
   Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Габриэлянц Г.А., Керимов В.Ю., Мстиславская Л.П. «Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа» Кн. 1,2. Москва, «Недра, 2012 г.
   
2. 
   Василенко Е.И. условия формирования и перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, 2018, 141 с.
   
3. 
   Ермолкин В.И., В.Ю. Керимов Геология и геохимия нефти и газа // «Издательский дом «Недра», Москва 2012
   
4. 
   Керимов В.Ю. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа, №1, 2012
   
5. 
   Керимов В.Ю., Гулиев И.С., Гусейнов Д.А., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Серикова У.С. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением // Издательский дом «Недра», 2015, 404 с.
   
6. 
   Е. Е. Кожевникова, Т. В. Карасева Перспективные нефтегазоносные комплексы Пермского края // Пермский государственный национальный исследовательский университет, 2018, 203 с.
   
7. 
   Красильников Б.В., Оборин А. А., Сиринов А.В. Нефтегазоносность нижнепермских отложений Пермского Предуралья // Нижнепермские отложения Пермского Предуралья. – Пермь, 1973. – с. 327–354.
   
8. 
   Монакова А.С. Условия формирования, размещения и перспективы поисков скоплений углеводородов в палеозойском комплексе юга Предуральского прогиба и зоны передовых складок юго-западного Урала // Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, 2019, 147 с.
   
9. 
   Родионова К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области. – М., 1967. – 367 с.
   
10. 
    Снитко Г.П., Гай В.В., Дресвянникова Н.Ф. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1: 200 000. Серия Пермская. Лист О-40-XVI (Лысьва). Объяснительная записка. – М.: Московский филиал ФГБУ «ВСЕГЕИ», 2017. 150 с.