курсовой геологии. Описательная часть. Общая часть 1 Геологическое задание
 Скачать 1.64 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ 1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Геологическое задание 1.2 Общие сведения о районе работ 1.2.1 Географическое и административное положение района работ 1.2.2 Экономическая характеристика района работ. 1.2.3 Орогидрографический очерк 1.2.4 Условия работы всеми запроектированными геофизическими методами 1.2.5 Возможные средства связи, сведения о возможном жилье, способе передвижения по участку 1.3 Геолого-геофизическая изученность района работ 1.3.1 Перечень главнейших геофизических работ вхронологическом порядке 1.3.2 Детальное рассмотрение физических характеристик горных пород, полезного ископаемого и др. 1.3.3 Результаты геофизических работ и их эффективность СОДЕРЖАНИЕ 2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Стратиграфия 2.2 Магматизм 2.3 Тектоническая характеристика 2.4 Гидрогеологическая характеристика 2.5 Полезные ископаемые. Нефтегазоносность СОДЕРЖАНИЕ 3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Характеристика объектов исследования 3.2 Обоснование и выбор комплекса геофизических методов 3.3 Методика и техника работ. 3.3.1 Обоснование и выбор аппаратуры и оборудования для методов 3.3.2 Методика измерений 3.3.3 Техника измерений, техника регистрации 3.3.4Обработка материалов в полевых условиях 3.5 Анализ ранее проведенных работ 1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1Геологическое задание Участок работ расположен в северной части пустыни Кызыл-Кум, находящейся на территории Кызылординской области Республики Казахстан. В последние годы остро стоит вопрос о необходимости повышения темпов добычи нефтегазового сырья на месторождениях нефти и газа, приуроченных к антиклинальным поднятиям, в число которых входит и месторождение Кенлык. Нефть и газ применяются как энергетически эффективное и дешевое топливо. Источник сырья для получения: Ацетилена, этилена, водорода, сажи, уксусной кислоты, пластмасс, красителей, медикаментов и других продуктов потребления общества и человека, взрывчатых веществ, антифризов, мазей – лавсан, растворителей , синтетического каучука, горючего для двигателей. Перед проектируемыми методами будут поставлены следующие геологические задачи:: - Поддержание технического состояния в эксплуатационных нефтяных скважинах с применением методов: АКЦ термометрия индуктивная дефектометрия Отчетность должна предоставляться недропользователю по окончании исследований на скважине в виде файла недропользователя и результатов оперативной интерпретации; после комплексной интерпретации месячные, полугодовые и годовые отчеты. Месячные отчеты будут направляться руководству компании. В месячном отчете по каротажным работам будут содержаться следующие данные: - результаты интерпретации ГИС; - оценка качества сооружения скважин; - выводы по проведенным работам и предложения. В полугодовых и годовых отчетах будут содержаться: Методическая записку с кратким описанием использованной каротажной аппаратуры и оборудования, их технического состояния и методов поверки. Материалы в табличной форме: а) Таблицы объемов и видов ГИС; б) Результаты контрольных измерений по видам ГИС; в) Результаты работ: - на буровом участке; - на базе. г) Результаты внедрения нового оборудования. д) Выводы, предложения, проблемы. 1.2 Общие сведения о районе работ 1.2.1 Географическое и административное положение района работ Исследованная территория расположена в северной части пустыни Кызыл-Кум. В административном отношении данная территория относится к Кызылординской области. Кызылординская область (Кзыл-Ординская область) (каз. Қызылорда облысы) — область в составе Казахстана. Образована 15 января 1938 года. Расположена в южной части республики. Административный центр — город Кызылорда. Область образована в 1938 году из части Южно-Казахстанской области. 17 июня 1997 года Указом Президента Казахстана транскрипция названия области на русском языке изменена с Кзыл-Ординская на Кызылординская. Область расположена к востоку от Аральского моря в нижнем течении реки Сырдарья, в основном в пределах Туранской низменности (высота 50-200 м). По левобережью Сырдарьи — обширные пространства бугристо-грядовых песков Кызылкумов, прорезаемых сухими руслами Жанадарьи и Куандарьи; по правобережью встречаются возвышенности (Егизкара, 288 м), участки песков (Арыскум и др.), неглубокие котловины, занятые солончаками. На севере — массивы бугристых песков (Малые Барсуки и Приаральские Каракумы). На крайнем юго-востоке в пределы Кызылординской области заходят северо-западные отроги хребта Каратау (высота до 1419 м). Область административно разделена на 7 районов и город областного подчинения Кызылорда. Список районов с запада на восток: Аральский район, центр — город Аральск, Казалинский район, центр — посёлок городского типа Айтеке-Би, Кармакшинский район, центр — село Жосалы (Джусалы) Жалагашский район, центр — село Жалагаш (Джалагаш) С  ырдарьинский район, центр — село ТеренозекШиелийский район, центр — село Шиели (Чиили) Жанакорганский район, центр — село Жанакорган (Яныкурган) Город Байконур, территория которого окружена территорией Кармакшинского района, не входит в состав Кызылординской области и является городом республиканского подчинения 1.2.2 Экономическая характеристика района работ Экономически район работ освоен неодинаково. Южная половина его сплошь покрыта эоловыми песками, характеризуется полным отсутствием населения. Южнее широты колодца Масакудук, район работ практически непроходим для автотранспорта. В северной части района работ расположен населенный пункт Айдарлы, который связан с областным центром г. Кызылордой улучшенной грунтовой дорогой. На территории области находится Дощанское нефтяное месторождение. В Шиелийском районе в апреле 2009 года совместной казахстанско-китайской компанией начата разработка уранового месторождения «Ирколь». Добыча осуществляется методом подземного скважинного выщелачивания.. В Аральском районе возрождается промышленное рыболовство и рыбопереработка, проводится разведка месторождений нефти и газа. В декабре 2010 года начато строительство газопровода Бейнеу — Бозой — Шымкент, предназначенного для транспортировки газа с месторождений западного Казахстана для снабжения природным газом юга республики, а также экспортных поставок газа в газопровод Казахстан — Китай. Длина газопровода составит почти 1,5 тысячи километров, ориентировочная стоимость строительства $3,6 миллиарда, расчётный срок службы 30 лет. С вводом в эксплуатацию нового газопровода объёмы подачи газа увеличатся в пять раз по Кызылординской области, в 3-4 раза по Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской области. На первом этапе (до 2012 года) планируется построить участок Бозой — Шымкент пропускной способностью 5 млрд кубометров в год, на втором этапе (2013—2014 годы) — довести мощность газопровода до 10 млрд кубометров в год путём ввода дополнительных компрессорных станций и участка Бейнеу — Бозой. 1.2.3 Орогидрографический очерк Южная часть района работ представляет собой слаборасчлененную, пологоволнистую равнину, сплошь покрытую эоловыми песками. Поверхность ее незначительно наклонена с юга и юго-востока, на север и северо-запад. Абсолютные отметки 142-171 м. Эоловые пески здесь, в основном, незакрепленные, легко приходящие в движение даже при слабом ветре. Они образуют отдельные барханы и барханные поля, разделенные участками грядово-ячеистого рельефа. На севере описываемой равнины пески закреплены растительностью, здесь развит грядово-ячеистый рельеф. Элементы эолового рельефа ориентирован в северо-восточном, юго-западном направлении, глубина расчленения достигает 15-20 метров. Северная половина площади листа равнина пологоволнистая, сильно затакыранная, характеризующаяся незначительным уклоном поверхности с востока на запад с перепадом абсолютных отметок от 146 до 122 мм. Описываемая равнина осложнена значительным количеством сухих русел и промоин, ориентированных с востока на запад. Глубина отдельных русел 5-7 м, ширина 200 м. В руслах часты котловин выдувания. В северо-восточном углу площади листа протекает река Сырдарья, являющаяся одной из крупнейших водных артерий Средней Азии и Казахстана. Русло реки извилисто, берега ее пологие, высота их над уровнем реки небольшая – около одного метра. Ширина русла до 500-700 м. Вода реки мутная. Среднегодовой расход реки около Кызылорды 954 м3/сутки. Общая минерализация от 0,3 до 0,7 г/л. В период паводков река разливается. После разливов остается много озер и болот. Озера в летнее время высыхают. Климат района характеризуется резкой континентальностью, большой сухостью и высокими амплитудными колебаниями температуры воздуха, малым количеством осадков , холодной, короткой и малоснежной зимой и жарким продолжительным летом. Зимой сильные морозы чередуются оттепелями. 1.2.4 Условия работы всеми запроектированными геофизическими методами Условия работы всеми запроектированными геофизическими методами весьма сложные. Исследования в продуктивных отложениях проводились в скважинах, заполненных глинистым раствором со следующими параметрами : вязкость - 25-40 сек, удельный вес – 1,13 – 1,20 г/см3, водоотдача – 8-10 см3 /30 сек; удельные электрические сопротивления при температуре 20̊ - 0,7-1,5 Ом*м. Климат резко континентальный и крайне засушливый с продолжительным жарким и сухим летом и со сравнительно тёплой, короткой и малоснежной зимой. Средняя температура июля на северо-западе 36,4 °C, на юго-востоке 39,2 °C, января соответственно — 9,8 °C и — 3,5 °C. Количество осадков на северо-западе у побережья Аральского моряоколо 100 мм (наименьшее в Казахстане), на юго-востоке в предгорьях Каратау до 175 мм. В пределы Кызылординской области входит северо-восточная половина Аральского моря. Единственная крупная река — Сырдарья, протекающая через центральную часть области с юго-востока на северо-запад на протяжении около 1 тыс. км, с сильно извилистым руслом, множеством протоков и рукавов и обширной заболоченной дельтой. Для защиты от паводков вдоль берегов реки построены дамбы; в 1956 на реке Сырдарья сооружена Кзыл-Ординская плотина; в 1958 по руслу Жанадарьи пропущены воды реки для орошения полей и обводнения пастбищ. Много солёных озёр (Жаксыкылыш, Камыслыбас, Арыс и др.), к лету часто высыхающих; в озёрах Купек иТерескен — лечебные грязи. На севере-востоке в пределы Кызылординской области заходят низовья реки Сарысу. Значительная часть территории занята песками, почти лишенными растительности; на закрепленных песках полынно-типчаковая, солянковая растительность, а весной и эфемеровая на бурых и серозёмных супесчаных и солонцеватых почвах; в понижениях среди песков произрастают астрагалы, джузгуны, виды пырея. Бугристые пески закреплены белым саксаулом, тамариском, терескеном, биюргуном, полынями. В пойме Сырдарьи — аллювиально-луговые, часто засолённые почвы, покрытые луговой растительностью с редкими тугайными лесами и кустарниками (ивы, туранга и лох), в дельте и вдоль берегов — обширные заросли тростника. В пустыне много хищных (лисица-корсак, волк и др.) и копытных (сайгак) животных, а также грызунов, птиц (рябки и др.), в дельте Сырдарьи акклиматизирована ондатра. 1.2.5 Возможные средства связи, сведения о возможном жилье, способе передвижения по участку На территории месторождения имеется покрытие сотовой связи, оператором телефонных услуг является Activ. Для связи используются также, переносные полевые рации и спутниковые телефоны. На базе компании имеется Wi-Fi роутер беспроводной сети интернет. Для проживания персонала предоставлен вахтовый поселок, представляющий собой комплекс жилых одноэтажных домов, рассчитанных на 24 человека. Для передвижения по поселку проложены асфальтированные грунтовые дороги, для передвижения по участку работ имеется специальный автотранспорт. 1.3 Геолого - геофизическая изученность района 1.3.1. Перечень главнейших геологических и геофизических работ в хронологическом порядке. Геологоразведочные работы на площади проведены в два этапа. На первом этапе в 1984-1985 годах Турланской ГФЭ произведена сейсморазведка 2Д с шагом профилирования 2-4 км, которой выявлено и изучено антиклинальное приразломное поднятие Кенлык по опорным ОГ. В 1985-88 годах Южно-Казахстанской НРЭ произведено поисково – разведочное бурение с вскрытием поисковыми скважинами разреза верхней юры для оценки ее нефтегазоносности и нефтегазоносности перспективной части меловых отложений, по результатам которого выявлено и разведано газонефтяное месторождение в горизонте М2 с утверждением запасов нефти и газа в ГКЗ (1989 г). На втором этапе в процессе разработки запасов нефти в горизонте М2 произведена разведка 3Д, при бурении скважины №401, пробуренной с целью закачки газа, получен фонтанный приток нефти из горизонта коллектора в кровельной части Кенлык. В связи с этим, на юрский разрез пробурен еще ряд поисково-разведочных скважин на основе материалов сейсморазведки 3Д. В скважинах №№ 402, 403, 405, 413 получены фонтанные притоки нефти, в скважинах №№ 404 и 406 –притоки газа с разных стратиграфических уровней и в двух скважинах, №№ 301 и 412 в разрезе юры установлены только водонасыщенные коллекторы. С 2004 года возобновляется разведочное бурение на свиту Кенлык. Пробурены скважины № 414-420. Скважины №№ 402, 403, 405 и 413 установили промышленную нефтегазоносность горизонтов верхней юры свиты Кенлык. 1.3.2. Детальное рассмотрение физических характеристик горных пород, полезного ископаемого. Для района работ характерен высокоскоростной разрез со слабой скоростной дифференциацией пород. Это создает большие затруднения для сейсморазведочных работ. Плотность и магнитная восприимчивость горных пород определялись по керну скважин поискового бурения, отобранному ниже зоны поверхностного разуплотнения, а также по образцам. Из результатов проведенных геофизических работ установлено: Наименьшей плотностью, порядка 1,8 – 2,1 г/см3 характеризуются породы четвертичного возраста. Плотность пород неогена и палеогена, сложенных песчано-глинистыми образованиями – до 2,12 г/см3. Плотность меловых существенно глинистых образований – от 2,2 до 2,29 г/см3. Плотность палеозойских пород варьирует от 2.5 до 2,7 г/см3. По материалам электроразведочных и каротажных работ разрез рыхлых мезо-кайнозойских образований характеризуется следующими электрическими сопротивлениями. Из рыхлых отложений наибольшими сопротивлениями обладают сухие пески ( 150-2000 Ом*м) . пески, содержащие пресные или слабосолоноватые воды – 25-150 Ом*м, пески с соленой водой 5-25 Ом*м. Пески, насыщенные сильно минерализованной водой имеют очень низкие сопротивления 0,5-5 Ом * м. Глины характеризуются сопротивлениями 1 – 5 Ом*м, суглинки – 10-80 Ом*м, супеси – 20 -400 Ом*м. Из приведенных значений сопротивления видно, что все рыхлые образования могут иметь примерно одинаковые сопротивления, что связано с различной минерализацией насыщающих их подземных вод. Это сильно затрудняет литологическое расчленение, но учитывая, что пески, насыщенные слабоминерализованными или пресными водами характеризуются более высокими значениями сопротивления, выделение в разрезе наиболее перспективных водоносных горизонтов вполне возможно. Сопротивление водонасыщенной части коллекторов достигает 35 Ом*м. Нормальной плотностью нефти считается отношение от 0,77 до 1,0 г/см3 . Ориентировочные физические характеристики газа: Плотность: от 0,68 до 0,85 кг/м³ 400 кг/м³ (жидкий). Температура самовозгорания: 650 °C; Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных; Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³) (т.е. это 8-12 квт-ч/м³); Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130. 1.3.3. Результаты геофизических работ и их эффективность. В результате выполненных работ установлена промышленная нефтегазоносность разреза верней юры и принято решение произвести оценку оперативных запасов нефти и газа на основе На основе анализа информации по результатам бурения, опробования и комплексов ГИС ранее пробуренных поисково-разведочных и новых скважин установлена и принята пластово-массивная модель нефтегазоносности свиты Кенлык с близкой отметкой ВНК продуктивных горизонтов с нефтегазоносным горизонтом М2 и более высокой отметкой ГНК, вследствие затрудненной гидродинамической связью между ними. По окончании исследований отбирались пробы нефти, газа и пластовой воды на физико-химические анализы и пробы нефти на товарно-технологический анализ. В пробуренных поисковых скважинах на различных стратиграфических уровнях свиты Кенлык в скважинах №2 и №6 получены притоки газа, в скважинах №16 приток нефти и в скважинах №13 и №18 –непромышленные притоки нефти, в ряде скважин получены притоки пластовой воды или по результатам опробования притоков не получено. По результатам поискового бурения произведена разведка запасов нефти и газа в горизонте М2 с утверждением в ГКЗ, принято решение отказаться от разведки запасов нефти и газа в юрском разрезе в связи и недостаточной геолого-сейсмической информацией и вероятными незначительными запасами нейти и газа. Скважина № 2 установила отсутствие коллекторов в среднеюрском разрезе, из горизонта коллекторов в основании верхней юры получен приток пластовой воды, насыщенной растворенным газом, а в средней части верхней юры – пластовой воды и горючего газа. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1Стратиграфия В геологическом строении площади Кенлык участвуют образования протерозоя, слагающие фундамент, верхнего палеозоя и мезозой-кайнозоя, формирующие комплекс осадочных отложений (граф.прил. 1). К востоку от площади Кенлык на нефтегазовом месторождении Кызылкия породы фундамента представлены гнейсами и сланцами протерозоя. Полная характеристика юрских и Боро-палеогенных отложений приведена в отчете об подсчете запасов нефти и газа в горизонтальном м-2, в котором происходит развитие нефтегазового склада. Система неогена (N) Средний Неоген (N2) Плиоцен ярусы (N2) На месторождении арыскум, в бассейне Кенлык, представлен глинистыми камнями, состоящими в основном из слабоцементированного песчано-песчаника (песка), максимальная часть (фиолетовый, коричневый, мало-серый), сформированная глиной и глинистыми алевролитами. В нижней части глина и глинистый алевролит представляют собой темно-серого цвета. В среднем плиоцене N2 системы неогена: континентальные песчаники и глины. (толщина 20 м.) Палеогенская система (₽) Верхний Палеоген (₽3) Олигоцен ярусы (₽3) После этого верхний Олигоцен ₽3 Палеоген системы. (110м) содержит пески, песчаники, кварц-шпатные слюды, глинистые и песчаные слюды. Найдены молюски. Палеогенская система (₽) Средний Палеоген (₽2) Верхний эоцен ярус (₽2) Верхний эоцен содержит: морские зеленые глины, рыбные шкурки, отходы моллюсков, акул и фораминферы, гипс, неуглекислые ярозиты , фораминиферы, коричневая карбонатная, серая морская глина. существуют алевролиты, пески, полевые шпаты и фораминиферы. Толщина 225м. Палеогенская система (₽) Нижний Палеоген (₽1) Палеоцен ярусы (₽1) Существуют морские глины ,алевролиты, неуглекислые песчаники, кварц-глауконит, мелкозернистые кварцевые конгломераты. Меловая система (K) Верхний бор (K) Сенонский ярус (K2s) Борной системе соответствует 3 слоя на данном месторождении. Толщина 130-135 м, начинается в сенонском отделении K2sn. Этот раздел включает континентальный песок, алевролит, кварцевый полевой шпат и различные зернистые песчаники. Меловая система (K) Верхний Бор(K2) Турон ярусы (K2t) В разделе Турон K2t сосредоточены красно-континентальные глины, песчаники и серые пески . Толщина 140 м. еловая система (K) Нижний Бор (K1) Альбский отдел (К1sl) Последний этап относится к Альбскому раздела Нижнего Бора . Толщина не более восьмидесяти метров. Содержит серые, кирпично-красные, слюды, алевролиты и песчаники. Юрский период (J) Верхняя Юра (J3) В юрский период входят два отделения: верхняя и нижняя юра. В верхнем J3 содержится глина, желтовато-синий алевролиты, континентальные известняки. Толщина 70 м. Юрский период (J) Нижняя Юра (J1) Нижняя Юра характеризуется толщиной J1 около 60 м, в состав входят: насыщенные серые, черные аргиллиты, алевролиты и известняки с глиной. Профиль скважины № 5 представлен глиняными и глиняными камнями с смесителями насыщенных в воде пескоуборочных смесителей. В скважинах № 3 и 7 в нижней части выделяется привязка водонаполненных водоемов (16-20 м), а также в верхней части скважины №7 межвагонные перегородки. OG-0-3 (с кровлей 20-23 м и выше) и скважины № 18 (с кровлей 16 м и ниже) в скважинах №6 и 13 коллекторы (10-12 м) заполнены газом и заполнены водой в скважинах №13 и 18, ссылаются на продуктивный горизонт Ю - 0-3. На 406 скважинах, находящихся непосредственно в нижней скважине OG-0-3, согласно данным НГЗ, на крыше были выявлены песчаные горизонты литотипов аллювиального канала с признаками восполнения нефти. Вторая упаковка между OG-0-2 и OG-0-3 в основном разделяется толщиной от 28 до 38 метров. Кроме глинистых и глинистых солей, в воде содержатся смесители песчаников, насыщенных и заполненных нефтью. Подошва свиты Кенлык принята по кровле слоя серых песко, выдержанного по всей площади и отнесенного к кровле кумкольской свиты. Толщина слоя 15-25 м в разрезах скажин №№ 1-П, 2,3,6,7, вскрывшим полный разрез свиты Кенлык. Общая толщина свиты Кенлык сокращается к востоку в направлении к Главному Каратаускому разлому от 270 м в скважине № 1-П до 101-135 м в скважинах №№ 6,7 т.е в два раза при увеличении толщины кумкольской свиты в том же направлении, которое наблюдается и по увеличению временного интервала между ОГ-3` (кровля кумкольской свиты) и ОГ-4` (кровля карагансайской свиты) . Сокращение толщины обусловлено, в основном, эрозионным срезом верхней части (до половины) свиты Кенлык базальным песчано-гравийным слоем арыскумского горизонта нижнего неокома. Расчленение и корреляция разрезов произведены на основе увязки разрезов скважин с волновым полем разрезов ОГТ по представленным структурным картам по целевым ОГ-0, ОГ-0-1, ОГ-0-2 и ОГ-0-3, которые контролируют структурные планы одноименных продуктивных горизонтов коллекторов. Всего в разрезе свиты Кенлык выделяется 4 пачки, показанные на схемах корреляции. Первая снизу пачка между ОГ-0-3 и кровлей кумкольской свиты непосредственно на месторождении вскрыта скважинами №№ 6 и 7 в толщине 90 и 110 м, частично в скважине №3. Разрез в скважине №6 представлен глинами и глинистыми алевролитами с прослойками водонасыщенного песчаного коллектора. В скважинах №№ 3 и 7 в нижней части выделяется пачка водонасыщенных коллекторов (16-20 м), а также прослои песчаников в верхней части разреза скважины № 7. В скважинах №№ 6 и 13 над ОГ-0-3 (с кровлей 20-23 м и выше) и в скважине № 18 ( с кровлей 16 м и ниже) вскрыта пачка коллекторов ( 10-12 м) газонасыщенных, и нефте-водонасыщенных в скважинах №№ 13 и 18, отнесенные к продуктивному горизонту Ю-0-3. В скважине № 406 непосредственно ниже ОГ-0-3 вскрыт песчаный горизонт аллювиального руслового литотипа с признаками нефтенасыщения в кровле по данным ГИС. Вторая пачка между ОГ-0-2 и ОГ-0-3 выделена в толще, в основном, от 28 до 38 метров. Содержит, кроме глин и глинистых алевролитов, прослойки водонасыщенных и нефтенасыщенного песчаников. 2.2 Тектоника Горизонт Кенлык по литологическому составу на расчленяется на три пачки: нижняя и верхняя песчано-алевритовые и средняя глинистая. Верхняя песчаная и кровельная часть нижней являются продуктивными (горизонты М-I и M-II), сложены каолинитизированными пеcчаниками. Общая мощность горизонта Кенлык 90 — 100 м. Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты сложен красноцветными глинами и аргиллитами, местами алевритистыми песчаниками. Данный горизонт является региональным флюидоупором. Мощность верхнего горизонта в районе месторождения достигает 140 м. Верхний турон-сенон (Кг 12-т): осадки данного возраста из-за отсутствия надежных данных по ГИС довольно трудно расчленить и поэтому рассматриваются совместно. Мощность представлена пестроцветными в нижней и сероцветными в верхней части песчаными отложениями. Палеоген-четвертичные отложения толщиной 48 м представлены карбонатными песчаниками, серыми, зеленовато-серыми глинами, с алевролитами в основании и глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками в верхней части разреза. 2.3 Магматизм Магматизм в районе работ не наблюдается. 2.4 Гидрогеологическая характеристика Геологоразведочными работами на нефть и газ в Кенлык части Торгайского артезианского бассейна, в том числе на месторождении Кенлык, установлена гидрохимическая зональность пластовых вод. Пластовые воды разреза юры и даульской свиты неокома относятся к седиментогенным, хлоркальциевого типа минерализации, характеризуются элизионным гидродинамическим режимом. Минерализация пластовых вод увеличивается с увеличением глубины залегания водоносных горизонтов и их стратиграфического уровня от 40 до I5O г/л. Пластовые воды вышезалегающих отложений мел-палеогена опресненные и пресные, с минерализацией от 3-4 до 1-1,5 г/л, по типу минерализации сульфатно-натриевые, с активным фильтрационным гидродинамическим режимом. Резкая смена величины и типа минерализации приурочена к отложениям аптского яруса. Пластовые воды верхней части верхнего мела используются для обеспечения водой буровых работ. Пластовые воды верхней юры-неокома пригодны для использования в бальнеологических целях, в связи с повышенным содержанием радия и урана. Пластовые воды альба и верхнего мела могут быть использованы для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. Для питьевого водоснабжения пластовые воды верхнего мела не соответствуют требованиям ГОСТа. Водоносный горизонт юрских отложений изучен в скважинах №№ 6,7 и 8. Водовмещающими породами являются серые и светло-серые мелкозернистые песчаники. От вышезалегающей толщи горизонт отделен сероцветными глинистыми породами. Воды горизонта напорные, притоки из интервалов перфорации сильные, что свидетельствует о фильтрационных свойствах пласта. Восстановление динамических уровней до статического происходит в течении суток.. Дебиты воды составили: в с кв. № 7 (интервал 1053,6-1065,6 м) - 90,2 м3/сут; в скв. № 8 (интервал 1685-1693 м) - 96,9 м3/сут ; в скв. № 6 (ин- тервал 1053-1065 м) - 6,19 м3/сут. Превышение пластового давления над гидростатическим для юрского горизонта составляет 1,08 Мпа. Геотермический градиент равен 2,5 ̊С/100 м. Неокомские водоносные отложения включают в себя два водоносных горизонта - К 1 пс 1 и K 1 nc 1 аг. Они приурочены к зеленовато-серым кварцевым пескам. От вышезалегающей толщи горизонт отделен регионально развитой глинистой толщей нижнего неокома. Для горизонта K 1 nc 1 аг ВНК установлен на отметке -913 м .Воды напорные. Интервалы опробования сильноприточные, с быстро восстанавливающимися динамическими уровнями, что характеризует хорошие фильтрационные свойства этих горизонтов. Апт-альбский водоносный горизонт распространен повсеместно, увеличиваясь в мощности в центральной, наиболее погруженной части прогиба. В процессе испытания из скважины № 2-п из этих толщ получена вода с минерализацией 33 мг/л. По В.А.Сулину воды хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Водоносные отложения апт-альба характеризуются высоким КС, в верхней части комплекса достигающим 50 Омм. Возможно в верхней части разреза воды более пресные. В целом апт-альбские воды имеют огромный запас и могут быть использованы для технических целей. Водоносный горизонт альб-сеноманских отложений в районе месторождения не изучен и сведения об ионно-солевом составе и минерализации не имеются. Водоносный горизонт турон-сенонских отложений вскрыт гидрогеологическими скважинами , пробуренными с целью обеспечения технической водой глубоких и структурных скважин. Водовмещающими породами валяются серые и зеленовато-серые пески и супеси. Воды по качеству солоноватые с минараииваднеА до 2,2 г/л . Пластовые воды продуктивных отложений месторождения Кенлык по классификации В.А.Сулина представляют собой рассолы хлоридно- кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Величина минерализации юрских водоносных горизонтов изменяется от 61,6 до 86,7 г/л, не-окомских - от 43,3 до 62,3 г/л. Воды кислые, рНсР=6,3, коррозирующие, агрессивные по отношению к цементу. Коэффициент изменяется от 0,74 до 0,94. В пластовых водах месторождения Кенлык отмечается очень низкое содержание йода - от 1,2 до 3.5 мг/л. Содержание аммония в водах нестабильное, изменяется от 1,6 до 120 мг/л. Обогащение аммонием идет за счет нефтяной оторочки. Содержание радия и урана в водах месторождение повышенное: Ra изменяется от 0,03x10 -11 до 1,87x10-11 мг/л, U - от 0,05 до 0,035 мг/л. С ростом минерализации вод содержание урана уменьшается. Среднее содержание стронция составляет 190 мг/л, фтора - до 2,2 мг/л. Остальные микрокомпоненты присутствуют в незначительных количествах. Подводя итог вышеизложенному , отмечаем, что воды месторождения Кенлык горячие и с минерализацией до 86,7 г/л. Анализ данных по гидродинамике пластовых вод свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах коллекторов. Совокупность данных по гидрогеологии района месторождения позволяет предположить упруго- водонапорный режим работы залежи. Возможность использования пластовых вод. Пластовые воды месторождения Кенлык можно использовать в лечебных бальнеологических целях, так как они представляют собой хлоридные минеральные рассолы с повышенным содержанием радия и урана. Воды альб-сеноманских и турон-сенонских водоносных комплексов могут быть использованы для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. На питьевое водоснабжение район месторождения Кенлык бесперспективен. 2.5 Полезные ископаемые Из полезных ископаемых встречены строительные материалы: пески, глины кирпичные. В районе работ и на прилегающей площади известны месторождения меди , рудопроявления меди, полиметаллов, стронция, золота, никеля , кобальта, барита, целестина, пьезокварца, родусит-асбеста, также перспективные структуры на нефть и газ. Медь. Месторождение меди Таскура расположено а западной части Жаман –Айбатской брахиантиклинали. Наиболее интенсивное медное оруденение с содержанием меди 1,2-З% отмечается в верхней части разреза до глубины 18 м . Месторождение разведано поверхностными выработками и буровыми скважинами до глубины 100 м Запасы условно отнесены к категории С и составили 0.089 усл. ед. Ввиду незначительных запасов месторождение признано не перспективным. Медь. В восточной части Жаман-Айбатской брахиантиклинали расположено рудопроявление Жаман-Айбат. Поисковыми работами 1960- 64 гг. и 1981-83 гг. на рудопроявпении скважинами вскрыты промышленные концентрации меди типа медистых песчаников. Мощность рудных тел - 2-5 м. Содержание меди в среднем составлял 3- 4%, оценка медного оруденения на этом участке не закончена. В настоящее время здесь проводятся детальные поиски. Полиметаллы. Южнее гор Жаман-Айбат находятся барит- полиметаллические рудопроявления Даугбай-Южный и Даугбай- Северный. В этих отложениях на Даугбай-Южном свинцово- цинковая минерализация имеется в двух рудных горизонтах. Суммарная мощность горизонтов доставляет 5 м с содержанием свинца и цинка 2-35. На Даугбай-Северном опоискован только верхний рудный горизонт, нижний горизонт не изучен. На этих месторождениях в тесной связи с свинцово-цинковой минерализацией отмечаются повышенные содержание серебра. а также проявления барита, целестина и серного колчедана. Никель и кобальт. Севернее описываемого района в коре выветривания серпентинитов известны никель-кобальтовые рудопроявления Ванасагган 1, 2. Содержание никеля колеблется от 0,1 до 0,3 %, достигая изредка 1% и кобальта - 0,01-0,1%. Из-за незначительных размеров и низких содержаний рудопроявления признаны не перспективными. Нефть и газ. По результатам сейсморазведочных работ (MOB) выявлен ряд антиклинальных структур перспективных на нефть и газ. В пределах площади наблюдений расположены две перспективные структуры на нефть и газ - Жаман-Айбат и Батыктау. На структуре Батыктау в 1984 году закончено бурение нефтяной скважины. Результаты работ неизвестны. Проявления горного хрусталя. Жилы маломощные (0.1- 0,5 м) протяженностью первые десятки метров, реже сотни метров. Пьезокнары наблюдаются в в виде отдельных и мелких кристаллов, а также друз. Проявления не перспективны. Редусит-асбест. Незначительные концентрации рыхлого редусит-асбеста отмечаются в пределах Жаман-Айбатской брахиантиклинали. 3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Характеристика объектов исследования работ На месторождении Кенлык для определения фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов в конструкции необсаженной скважины (см.рис.1) присутствуют следующие элементы: Глубина скважин, согласно залеганию продуктивных пластов, от 1000 до 2205 метров. Начальный диаметр скважины – 245 мм, конечный диаметр скважины – 225 мм. Кондуктор устанавливается на глубину 15 метров, направляющая колонна – 20-25 метров. Категории скважины -разведочные, поисково – оценочные. Температурный режим скважины -60 С  Рисунок 1 Исследования в продуктивных отложениях проводились в скважинах, заполненных глинистым буровым раствором со следующими параметрами: Удельный вес – 1,13 – 1,20 г/см3, Вязкость – 240 сек; Водоотдача 8-10 см3/30 сек Удельные электрические сопротивления при температуре 20 ̊С - 3-4,5 Ом*м На месторождении применялось механическое бурение ударно- канатным способом. Бурение поисковых скважин началось по результатам поискового сейсмопрофилирования МОГТ широтными профилями с шагом 4 км. На указанной предварительной структуре основе с целью поиска залежей нефти и газа в отложениях неокома пробурен профиль вскрест простирания структуры по региональному сейсмопрофилю. Все скважины остановлены в отложениях Кенлык свиты верхней юры, на глубине 1000 - 1020 м, за исключением скважины № 6, пробуренной на глубину 2200 м. 3.2 Обоснование ивыбор комплекса геофизических методов На месторождении Кенлык методами ГИС определяют фильтрационно – емкостные свойства пластов – коллекторов. Для определения пористости коллекторов используют следующий метод: 1)Акустический каротаж (АК). АК эффективно применяется при определении пористости коллекторов в необсаженных скважинах. Предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин с целью определения пористости коллекторов, в том числе нефтегазонасыщенных аргиллитов, и прогнозирования зон аномально высокого пластового давления в песчано-глинистых разрезах, а также выделения трещиновато-кавернозных коллекторов и интервалов газонасыщенных пород. Регистрируемые в процессе измерений отношения показаний двух зондов значительно слабее, чем показания каждого детектора, зависят от условий измерений, благодаря чему повышается точность определения пористости коллекторов. В последние годы этот метод исследования получил широкое развитие и сейчас используется в качестве одного из основных методов промысловой геофизики. С его помощью решают задачи корреляции разрезов; уточнения литологического состава пород; определения пористости коллекторов; определения суммарного времени пробега упругих волн; контроля качества цементирования скважин. Для определения глинистости коллекторов используют следующие методы: 1)Каротаж самопроизвольной поляризации. В этом способе рассмотрена зависимость, существующая между диффузионно-адсорбционной активностью породы и содержанием в ней глинистого материала. Это определило широкое применение кривой ПС с целью выделения в разрезе пластов, содержащих тонкодисперсный глинистый материал. Для обоснования возможности использования данных ПС при количественной оценке глинистости проводят лабораторные исследования кернов. На образцах пород из изучаемого разреза определяют связь между коэффициентом К диффузионно-адсорбционной ЭДС или диффузионно-адсорбционной активностью Ада и глинистостью. Полученные данные используют для построения зависимости Кда(Ада)=f(Сгл) . Возможность использования естественных потенциалов при количественном определении глинистости песчано-глинистых коллекторов в других районах и отложениях находят путем аналогичных лабораторных исследований. Для определения проницаемости коллекторов используют методы: 1)Боковое каротажное зондирование (БКЗ). Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению базируется на оценке остаточной водонасыщенности kво или коэффициента увеличения сопротивления Рн. При наличии в пласте подошвенной воды метод применим лишь в верхней части пласта, расположенной на значительном (более нескольких метров) расстоянии по вертикали от границы 100%-ной водонасыщенности пласта. В этом случае сделано допущение, что удельная поверхность породы является основным фактором, определяющим величину ее проницаемости, а содержание остаточной воды пропорционально удельной поверхности. Таким образом, малопроницаемые коллекторы, которые состоят из тонкозернистых алевритовых и глинистых частиц, характеризуются высоким содержанием остаточной воды по сравнению с более проницаемыми коллекторами, состоящими из крупнозернистых фракций, чистых от примеси глин. Остаточная вода не участвует в движении жидкости в коллекторе, но, являясь проводником электрического тока, обусловливает величину удельного сопротивления нефтенасыщенного пласта. Оценку проницаемости по удельному сопротивлению производят на основании экспериментальной кривой зависимости Рн=f(kпр) для конкретного нефтеносного пласта или группы пластов. Значение Рн вычисляют по измеренным удельным сопротивлениям в скважине, проницаемость кпр определяют на кернах. Для определения характера насыщения пор используют методы: 1)Боковое каротажное зондирование (БКЗ) 2)Каротаж самопроизвольной поляризации (ПС) 3) Каротаж микрозондов (МКЗ) Все эти два метода используют комплексно, для определения характера насыщения вычисляют коэффициент повышения сопротивления Q, который вычисляется как отношение сопротивления пласта горных пород к сопротивлению жидкости, заполняющей поры коллектора. Вычисляют сопротивление пласта, интерпретируя кривые БКЗ. Сопротивление пластовых вод, заполняющих поры коллектора, определяется по кривым ПС. По полученным данным определяют коэффициент повышения сопротивления и делают вывод о характере насыщения пор. Определение сопротивления пластовых вод возможно при диффузионно-адсорбционном происхождении полей ПС. Как следует из теории : ∆Uпс=β∙Кпс lg рфил / рв Амплитуду аномалии ПС отсчитывают от уровня чистых глин (от самых высоких показаний) с учетом масштаба диаграммы. Величину коэффициента учета мощности β определяют по специальной номограмме. При исследовании скважин с помощью микрозондов измеряются кажущееся сопротивление в очень малом объеме пород вблизи стенок скважины. Исследования производятся двумя зондами: микроградиент-зондом A 0,025 М 0,025N (МГЗ)имикропотенциал-зондом А 0,02 М (МПЗ). При этом запись обоих кривых, как правило, осуществляется одновременно. На каротажных диаграммах кривая сопротивления микроградиент-зонда обычно изображается сплошной линией,- а кривая сопротивлений микропотенциал-зонда - пунктирной. Основным назначением микрозондов является выделение проницаемых пластов в разрезе скважин и определение сопротивления зоны проникновения бурового раствора - промытой зоны. 3.3 Методика и техника работ 3.3.1 Обоснование и выбор аппаратуры и оборудования для методов Скважинные приборы серии КарСар-К предназначены для исследования эксплуатационных скажин при контроле за разработкой нефтегазовых, газовых месторождений посредством одновременной регистрации девяти параметров. Основная область применения: Измерение температуры; Определение температурных аномалий; Измерения давления; Определение мест негерметичности в обсадной колонне; Определение работающих интервалов; Измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения осадочных пород; Определение состава скважинной жидкости; Определение интервалов затрубных перетоков; Контроль работы газлифтных клапанов; Определение положения муфтовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб; Определение интервалов перфорации; Определение скорости потока в скважине; Измерение расхода жидкости; Измерение притока жидкости; Выделение «работающих» участков коллекторов; Измерение удельной электрической проводимости скважинного флюида; Исследования характера притока нефти в скважину; Исследование природы акустических шумов в скважине; Определение профиля притока и приемистости жидкости по мощности перфорированного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах; Определять перетоки между перфорированными пластами после остановки скважины; Определение давления в пластах. |