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: 6 из 12

2.3.3. Разрывные нарушения

2.3.3.1. Главные надвиги

Всеволодо-Вильвенский надвиг (А) установлен в 1956 г. при производстве поискового бурения [131]. Является границей Предуральского краевого прогиба и Западно-Уральской зоны складчатости. Образует Всеволодо-Вильвенскую аллохтонную структуру. Надвиг (А) северного простирания, осложнен рядом небольших чешуй в районе Косьвинско-Чусовской седловины. По данным сейсморазведки в центральной части листа падение сместителя 30° до глубины 2,5 км, затем падение сместителя увеличивается до 40° с выполаживанием на глубине 5 км (геологический разрез А1–А2).

Луньевско-Чусовской надвиг (Б) является западной границей и образует Луньевско-Чусовскую надвиго-складчатую структуру северо-западного и северного простирания. Надвиг (Б) образует ряд приразломных антиклиналей и синклиналей. По результатам сейсмических работ [72] падение сместителя от 10 до 20° в верхней части разреза до глубины 1 км, затем падение сместителя увеличивается до 30°. В автохтоне надвига прослежены палеозойские сейсмические границы на глубине 3,5–3,8 км, и зафиксирован пологий надвиг на глубине 3 км. Геологический разрез А1–А2 построен с учетом сейсмических границ.

Чикманско-Восточно-Гремячинский надвиг (В) является границей Кизеловско-Дружининской структуры и Кваркушско-Каменогорского мегантиклинория. Образует Благодатско-Широковскую складчато-надвиговую структуру. Предположительное падение сместителя 30–60°. Горизонтальное перемещение аллохтона Луньевско-Чусовского надвига составляет 12 км, Чикманско-Восточно-Гремячинского – 4 км.

2.3.3.2. Прочие надвиги

На площади предшествующими работами установлен ряд надвигов: Столбовской (№ 1), Басковский (№ 2) и Журавлинский (№ 3).

Столбовской надвиг осложняет Всеволодо-Вильвенскую аллохтонную структуру северо-западного направления. Падение сместителя 30–50°, образует приразломные складки и тектонические блоки, осложняет складчатые формы.

Басковский и Журавлинский надвиги приурочены к Луньевско-Чусовской складчато-надвиговой структуре. Образуют ряд приразломных синклиналей и антиклиналей, а также осложняют складчатые структуры северо-западной ориентации. Падение сместителей надвигов 40–60º.

Надвигам площади сопутствуют тектонические брекчии, глины трения, катаклазиты, обильная трещиноватость, кальцитовые и кварц-кальцитовые прожилки, увеличенная мощность рыхлых образований, развитие миоцен-плиоценовых депрессионных образований.

Время образований надвигов P–T в результате заключительной фазы герцинской коллизии.



Рисунок 4. Схема тектонического районирования

2.4. Нефтегазоносность

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

На изучаемой площади выделено 7 перспективных нефтегазоносных комплексов. Месторождения нефти и газа приурочены к четырем НГК: верхнедевонско–турнейскому карбонатному, визейскому терригенному, визейско–башкирскому карбонатному, нижнепермскому карбонатному. Эти комплексы являются нефтегазовмещающими формациями (благоприятной средой для локализации углеводородов).

Комплексы имеют повсеместное распространение в Косьвинско-Чусовской седловине, Сылвинской впадине и Западно-Уральской внешней зоне складчатости.

По данным буровых и сейсмических работ на территории Косьвинско-Чусовской седловины, Сылвинской впадины и Западно-Уральской внешней зоны складчатости выявлены перспективные на нефть и газ следующие палеоподнятия: Яринский атолл, Веслянское плато, сложенные франско–турнейскими рифовыми образованиями. Между рифами расположены впадины: Калинская, Уткинско-Серебрянская, сложенные депрессионными франско–турнейскими образованиями. На сводах и склонах рифовых массивов впоследствии каменноугольные и пермские осадки образуют положительные структуры облекания. Это структуры значительной протяженности, шириной 2,5–5 км, высотой 20–50 м; прослеживаются от турнейского до артинского ярусов. Установлены следующие валообразные зоны: Ольховская (№ 1), Боркмосская (№ 2), Веслянская (№ 3), Лысьвенско-Смирновская (№ 4). Выявленные валообразные зоны включают месторождения нефти и газа и ряд локальных поднятий, перспективных на вмещение углеводородов.

На площади работ выделены Средне-Предуральская и Средне-Уральская нефтегазоносные области.

Средне-Предуральская нефтегазоносная область включает Косьвинско-Чусовской нефтегазоносный район с Ольховско-Ульяновской и Боркмосской зонами нефтегазонакопления и Сылвинский нефтегазоносный район с Луживской, Копальнинской, Тулумбасовской и Дуванской зонами нефтегазонакопления.

Ольховско-Ульяновская и Боркмосская зоны включают Боркмосское месторождение нефти и следующие перспективные структуры (сейсмические аномалии): Западно-Никоновскую, Южно-Никоновскую, Склоновскую, Тропининскую, Рачевскую, Дорожную, Соломатовскую, Супичскую, Вишневскую.

Луживская зона нефтегазонакопления включает Луживское, Верхне-Чусовское месторождения нефти и положительные перспективные структуры (сейсмические аномалии): Бобровскую, Южаковскую, Ведерниковскую. Копальнинский нефтегазоносный узел характеризуется Копальнинским, Селинским месторождениями нефти, Комарихинским месторождением газа. В пределах узла установлены перспективные локальные структуры (сейсмические аномалии): Верхнекамская, Усьвинская, Рассошинская, Большаковская, Северо-Сергинцовская.

Дуванская зона нефтегазонакопления включает Лысьвенское месторождение нефти и перспективную положительную локальную структуру (сейсмическая аномалия) – Макарихинскую.

Средне-Уральская нефтегазоносная область включает Язьвинско-Чусовской нефтегазоносный район с Западно-Кизеловской зоной нефтегазонакопления. Зона включает Перовскую и Утесскую локальные структуры (сейсмические аномалии), перспективные на вмещение углеводородов.

Удельная плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ по выделенным зонам нефтегазонакопления изменяется от 23,8 до 53,7 тыс. т. услов. топл./км² [72, 89].

Всего на площади прогнозных ресурсов по кат. D₁+D₂ – 93,4 млн т нефти; 24 млрд м³ газа.

Степень перспективности районов высокая, степень достоверности вполне надежная. Рекомендуются проведение сейсмических исследований масштаба 1 : 50 000 и поисковые работы первой очереди.

На изучаемой площади находятся месторождения, проявления и пункты минерализации широкого спектра полезных ископаемых. Горючие ископаемые представлены месторождениями нефти и газоконденсата, месторождениями и проявлениями каменных углей.

В настоящее время открыто 6 месторождений нефти – Боркмосское, Луживское, Верхнечусовское, Копальнинское, Лысьвенское, Селинское и одно нефтегазоконденсатное – Комарихинское, локализованные в Средне-Предуральской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Все месторождения относятся к рангу малых. Приурочены к пластовым сводовым и массивным сводовым залежам. Коллекторы сложены органогенными известняками и доломитизированными известняками и песчаниками, обладающими поровым, порово-трещинным, иногда каверново-трещинным типом пористости. Флюидоупорами служат глинистые или глинисто-алевролитовые образования, региональной покрышкой являются глинисто-ангидритовые породы кунгурского яруса.

Боркмосское месторождение находится в Добрянском и в Чусовском районах, в 43 км северо-западнее г. Чусовой. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к законсервированным, в группе нераспределенного фонда.

В тектоническом отношении расположено в южной части Косьвинско-Чусовской седловины, в пределах Ольховской валообразной зоны, приурочено к локальным тектоническим поднятиям – Боркмосскому и Восточно-Мутнинскому. На месторождении пробурено 23 скважины. Промышленно нефтеносными являются терригенные породы тульского и бобриковского горизонтов и карбонатные отложения турнейского яруса.

На продуктивных структурах проведены сейсмические исследования в небольшом объеме. Размеры структур по кровле терригенных отложений тульского горизонта составляют: Боркмосской – 1,3×1,0 км, амплитуда 7 м; Восточно-Мутнинской – 1,4×1,4 км, амплитуда 5 м. На месторождении необходимо проведение сейсмических работ по технологии 3D для уточнения и знания структурного плана, соотношение их во времени и для изучения зон разуплотнения в карбонатных породах турнейского и сакмарского ярусов.

Луживское месторождение находится в Чусовском районе, в 40 км западнее г. Чусовой. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к категории разрабатываемых. Владелец лицензии ООО «Энергетическая компания РИФ».

В тектоническом отношении расположено в северной части Юрюзано-Сылвинской депрессии, в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, на Луживском поднятии.

По кровле артинского яруса Луживское поднятие представляет структурную террасу, осложненную четырьмя небольшими куполками, по кровле терригенных отложений тульского горизонта по кресту профилей выделено более высокое гипсометрическое положение относительно скважины 127 на фоне структурного носа. Открытая залежь нефти является литологической. Общие размеры структуры 7×1,5–2 км, амплитуда 10 м. С глубиной она выполаживается; по кровле визейского яруса – моноклиналь, осложненная структурным выступом. На структуре пробурено девять скважин и проложена редкая сеть сейсмических профилей.

На месторождении необходимо проведение сейсмических работ по технологии 3D для уточнения структурных планов опорных горизонтов в пермских и каменноугольных отложениях с целью построения детальной геологической модели структуры; для изучения сейсмофаций визейской терригенной толщи и прогноза коллекторов в визейской терригенной толще.

Копальнинское месторождение находится в Чусовском районе на правом берегу р. Чусовая, в 25 км западнее г. Чусовой. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к категории разрабатываемых. Владелец лицензии ООО «Энергетическая компания РИФ».

В тектоническом отношении расположено в северной части Юрюзано-Сылвинской депрессии, в северо-восточном окончании Веслянской валообразной зоны.

По сакмаро-артинским отложениям выделяется структура, осложненная двумя куполами – Копальнинским и Центральным. Продуктивные структуры: Центральная – размеры 5×1,9 км, амплитуда – 30 м; Копальнинская – размеры 7×1,5–2 км, амплитуда – 16 м. На месторождении пробурено 11 скважин. В целом на месторождении необходимо проведение сейсмических работ по технологии 3D для уточнения структурных планов опорных горизонтов в пермских и каменноугольных отложениях с целью построения детальной геологической модели структуры; для изучения сейсмофаций нижнепермской карбонатной толщи и прогноза в ней зон коллекторов.

Верхнечусовское месторождение находится в Чусовском районе, в районе пос. Верхнечусовские Городки (40 км западнее г. Чусовой). Оно является первым месторождением нефти в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, открыто в 1929 г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к северо-западной части Юрюзано-Сылвинской депрессии.

Первая промышленная залежь нефти была обнаружена в рифовых известняках артинского яруса Верхнегородковского поднятия. Запасы залежи выработаны в 1943 г.

В 1975 г. на Верхнечусовском месторождении (Глазуновское поднятие) пробурены скважины, которые позволили открыть залежь нефти в турнейских отложениях.

Разведочными работами в 1977 г. на месторождении (Глазуновское поднятие) открыта залежь нефти в терригенных отложениях радаевского горизонта.

Глазуновская структура подготовлена к глубокому бурению сейсмическими исследованиями с использованием однократной системы наблюдений. На месторождении пробурено 11 скважин.

В целом на месторождении сейсмических работ по способу ОГТ не проводилось. Поэтому на месторождении необходимо их провести и желательно по технологии 3D для уточнения структурных планов опорных горизонтов в пермских, каменноугольных и девонских отложениях с целью построения детальной геологической модели месторождения; для изучения сейсмофаций косьвинско-радаевской терригенной толщи и прогноза коллекторов в ней.

Верхнечусовское месторождение (Глазуновское поднятие) не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к категории разрабатываемых. Владелец лицензии ООО «Энергетическая компания РИФ».

Селинское месторождение находится в Чусовском районе, в 42 км юго-западнее г. Чусовой. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к законсервированным, в группе нераспределенного фонда.

В тектоническом отношении расположено в северной части Юрюзано-Сылвинской депрессии, в Веслянской валообразной зоне, на Селинском поднятии. Поднятие имеет вид брахиантиклинальной складки меридионального простирания. На месторождении пробурены две скважины и сейсмических работ не проводилось, скважинами открыта нефть в нижнепермских карбонатных отложениях. Структура находится в охранной зоне реки Чусовой и поэтому сейсмических работ на ней не рекомендуется.

Лысьвенское месторождение находится в Лысьвенском районе, в 4 км северо-западнее г.Лысьва. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к законсервированным, в группе нераспределенного фонда.

В тектоническом отношении расположено в северной части Юрюзано-Сылвинской депрессии и приурочено к Макарихинскому поднятию. Месторождение нефти открыто при проведении глубокого бурения по профилю для изучения геологического строения территории. На месторождении выделена залежь в карбонатных отложениях артинского и сакмарского ярусов.

Сейсмических работ в районе месторождения практически не проводилось. Для изучения нижнепермской карбонатной толщи, прогноза в ней зон коллекторов и построения детальной геологической модели на месторождении необходимо проведение сейсмических работ по технологии 3D.

Комарихинское месторождение природного газа находится в Чусовском районе. Месторождение не эксплуатировалось. По степени промышленного освоения оно относится к законсервированным, в группе нераспределенного фонда.

В тектоническом отношении расположено в северной части Юрюзано-Сылвинской депрессии, на северо-восточном погружении Веслянской валообразной зоны, приурочено к Комарихинскому поднятию. Размеры поднятия 3,7×1,7 км. Залежь газа массивная сводовая. По данным поисково-разведочного бурения установлено наличие залежи свободного газа в терригенных породах визейского яруса (тульский–бобриковский продуктивный горизонт).





Рисунок 5. Схема нефтегазоносности изучаемого региона