Характеристика геологического строения
Стратиграфия
Складчатые образования фундамента на полуострове Бузачи и Северном Устюрте повсеместно скрыты под мощным осадочным чехлом и на дневную поверхность не выходят. На основании литолого-стратиграфических характеристик палеозойских отложений сделан вывод об относительно глубоководных условиях их седиментации. Наряду с глубоководными преимущественно карбонатными и карбонатно-терригенными отложениями выделены и мелководные обломочно-карбонатные породы, отождествляемые со склоновыми отложениями рифогенных построек, предполагаемых к северу и к западу от полуострова Бузачи в акватории Каспийского моря. Верхняя Пермь - Нижний триас, Р2 – Т1 В литологическом отношении он представлен преимущественно сероцветными породами морского генезиса, с преобладанием песчаников и гравелитов, которые вверх по разрезу алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников. Мощность отложений оценивается в несколько десятков метров. Средний триас, Т2 Южно-жетыбайская серия раннего-среднего триаса представлена известняками. Суммарная мощность отложений среднего триаса составляет около 200 м. Верхний триас, Т3 Расчленение образований представляет значительные трудности вследствие относительно больших глубин залегания и малых мощностей. Суммарная мощность отложений верхнего триаса составляет не более 100-300 м. Юра, J Юрские отложения подразделяются на рэт-лейасовый, тоар-ааленский, среднеюрский и верхнеюрский комплексы. Верхний триас – Нижняя юра, Т2 - J1 Рэт-лейасовый комплекс слагает базальную часть платформенного разреза. Представлен он песчано-глинистыми континентальными и прибрежно-морскими отложениями. Нижняя - Средняя юра, J1-2 Тоар-ааленский комплекс распространен повсеместно. Он представлен глинистым морскими отложениями. Суммарная мощность отложений нижней юры составляет 150-200 м. Средняя юра, J2 Среднеюрский комплекс в составе бат-байос-келовейских морских, прибрежно-морских и континентальных терригенных отложений. В литологическом отношении они представлены переслаивающимися песчано-глинистыми отложениями, мощность отдельных горизонтов уменьшается снизе вверх. Мощность отложений средней юры изменчива и достигает почти 1000 м. Верхняя юра, J3 Кровлей верхнеюрского комплекса является III опорный отражающий горизонт, являющийся репером во всем исследуемом регионе. Для всего СК характерна высокая интенсивность и хорошая коррелируемость отражений. представлена разнообразными морскими карбонатными, карбонатно-терригенными отложениями и мергелями с глинами, с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность отложений верхней юры составляет 300-350 м. Мел, К Меловая система представлена отложениями неоком-апта, альб-сеномана и турон-сенона. Нижний мел, К1 Неоком-аптский комплекс представлен морскими шельфовыми и прибрежно-морскими отложениями. Этот комплекс имеет характер покрова. Представлен разнообразными пакетами песчано-глинистых отложений, в основании (валанжин) глинисто-карбонатными отложениями. Мощность отложений достигает 200-250 м. Нижний - Верхний мел, К1-2 Альб-сеноманский комплекс имеет четко выраженное клиноформное строение, характерное для толщ бокового наращивания при терригенном осадконакоплении в условиях шельфа. В сторону шельфа склоновая формация переходит в типично покровную с выдержанными параллельными отражающими горизонтами. Сложен переслаивающимися песчано-глинистыми пластами морского генезиса, с преобладанием глин в нижней части разреза. Мощность отложений 600-650 м. Верхний мел, К2 Турон-сенонский комплекс представлен шельфовыми известняками. Он сложен мел-мергельной толщей с подчиненными прослоями глин. Мощность отложений варьирует от 150 до 200 м. Палеоген Датский ярус (Pg1) представлен небольшой пачкой известняков, мощностью до 7-12 м. Кайнозой На турон-сенонском комплексе залегает доэоценовый комплекс, представленный преимущественно карбонатно-терригенными шельфовыми формациями мощностью в несколько десятков метров. Олигоцен-нижнемиоценовый комплекс представлен морскими терригенными отложениями. Мощность отложений достигает нескольких сот метров.
Рисунок 1.2 - Стратиграфическая колонка
Тектоника В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи представляет собой локальное антиклинальное поднятие, расположенное в присводовой части Бузачинского поднятия, входящего в Северо-Устюртско-Бузачинскую систему прогибов и поднятий. В результате интерпретации новых геолого-промысловых материалов структура Северные Бузачи представляет собой асимметричную, нарушенную сериями разломов брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную серией разрывных нарушений субширотной и субмеридианальной ориентировки. Самый протяжённый Северо-Бузачинский (восточно-западный) разлом является основным тектоническим нарушением, отделяющим северное крыло структуры, опущенное относительно южного крыла. Амплитуда сброса достигает 80-100 м, наблюдается ее уменьшение к западу, в переходной зоне, где Северо-Бузачинский разлом сочленяется с основным взбросом Каражанбасской антиклинали на юго-западе. Этот основной разлом оперяется поперечными разломами, которые простираются преимущественно в северо-запад-юго-восточном направлении в меловых отложениях и юго-запад-северо-восточном направлении в отложениях юрского периода, указывая на изменения в режиме тектонических напряжений между этими двумя периодами. Залежи нефти по типу ловушек относятся к пластовым сводовым, тектонически, стратиграфически и литологически экранированным. Ниже приводится более подробное описание указанных объектов. Как уже было отмечено выше, строение продуктивного мелового резервуара имеет сложный характер. Тем не менее, можно выделить определенную площадь, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую нефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Ниже указанные данные основаны на исследованиях, проведенных институтом "Каспиймунайгаз", а не ТНБИОсновной продуктивный меловой объектполучил развитие в VI,VII,VIII,IX,X блоках и объединил практически все меловые пласты Neo A, Neo B, Neo C, Neo D (кроме нижней части пласта Neo D) (графическое приложение 1). Продуктивность его доказана опробованием в скважинах G161, G166, G170, G171, G175, G214, NB5, NB14, NB25, из которых в скважинах G161, G170 был получен газ (интервалы 295-302 м, 291-295 м, соответственно, абсолютными отметками, соответственно, минус 318.7 –325.7 м, минус 313.5-317.5 м). Газонасыщенная толщина меняется от 0.70 м (скв. NB18) до 14 м (скв. NB10). Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах блоков от 1.4 м (скв. NB21, VI блок) до 31.4 м (скв. NB39, X блок). Положение газонефтяного контакта принято на абсолютной отметке минус 325.5 м и водонефтяного контакта – на абсолютной отметке минус 389.2 м (графическое приложение 7). В соответствие с принятыми положениями контактов раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности составляет 11375 тыс. м2 и нефтеносности - 30600 тыс. м2. Кроме основного продуктивного мелового резервуара, в западной части месторождения можно выделить ряд самостоятельных небольших залежей, с общей площадью нефтеносности 33417 тыс. м2, приуроченных к отдельным песчаным пластам, которые получили развитие в II, III, IV, V, XI, XII блоках (графическое приложение 2). Продуктивный пласт NеоВ состоит из четырех продуктивных пропластков – NеоВ1, NеоВ2, NеоВ3, NеоВ4 (графические приложения 4, 5). NеоВ1 продуктивен в III, IV, V, XII блоках. Общая толщина его изменяется от 11.7 м (скв. NB-24) до 13 м (скв.NB-23). Продуктивность доказана опробованием в скважинах G123, G130, G148. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.7 м (скв. NB-23, III блок) до 7.6 м (скв. NB-22, XII блок). ВНК изменяется в пределах V и III блоков от минус 363 м (скв. G130) до минус 435м (скв. G148). Площадь нефтеносности залежи NеоВ1 составляет 13294 тыс. м2. NеоВ2 Пропласток NеоВ2 нефтеносен по ГИС в V блоке. Общая толщина его изменяется от 13.9 м до 16.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2 м (скв. G130). ВНК принят условно. Залежь – литологически экранированная. Площадь нефтеносности залежи NеоВ2 – 2225 тыс м2. NеоВ3 Пропласток нефтеносен по ГИС в IV и XII блоках. Во многих скважинах коллектор замещен непроницаемыми породами. Общая толщина пропластка колеблется от 7.8 м (скв. NB24) до 10.6 м (скв. NB23). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 0.7 м (скв. NB24, IV блок) до 5 м (скв. NB22, XII блок). Водонефтяной контакт принят в IV блоке на абсолютной отметке минус 423.2 м, в XII блоке принят условно на абсолютной отметке минус 439.5м (скв. NВ22). Площадь нефтеносности залежи NеоВ3 равна 7800 тыс. м2. NеоВ4 Пропласток нефтеносен по ГИС во II и XII блоках. Общая толщина его изменяется от 7.3 м (скв. NB22) до 8.8 м (скв. NВ23). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 3 м (скв. NВ22, XII блок) до 3. 4 м (скв. G146, III блок). Водонефтяной контакт колеблется в пределах блоков от минус 433 м (скв. G146, II блок) до минус 444.9 м (скв.NB22, XII блок). Площадь нефтеносности продуктивного пропластка NеоВ4 составляет 2390 тыс. м2. Продуктивный пласт NeoCсостоит из двух пропластков NeoС1 и NeoС2. NeoС1 Пропласток нефтеносен в V блоке, а в остальных – водоносен. Общая толщина пропластка варьирует от 14.8 м до 20.3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.2 м (скв. G213). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 425.9 м Площадь нефтеносности составляет 3850 тыс. м2. NeoС2 Пропласток нефтеносен по ГИС в IV блоке. Общая толщина изменяется от 5.3 м до 7.9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1 м (скв. NB24). Водонефтяной контакт залежи принят условно. Положение ВНК принято на отметке минус 454.9 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скважине NB24. В связи с принятым положением ВНК, площадь нефтеносности пропластка NeoС2 равна 733 тыс. м2 Продуктивный пласт NeoD Пласт нефтеносен в V блоке. Общая толщина его изменяется от 45.6 м (скв. G130) до 53.8 м (скв. NB22). Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.6 м (скв. G213). ВНК принят на абсолютной отметке минус 445.2 м (скв. G130). Площадь нефтеносности пласта составляет 3125 тыс. м2. Юрские отложения состоят из двух продуктивных горизонтов J10 и J20. Продуктивный горизонт J10 прослеживается по всей площади в II, IV, V, VI, VII, VIII+IX+X блоках. Общая толщина горизонта варьирует от 11.5 м (скв. NB16) до 102 м (скв. G161). Продуктивность горизонта J10 доказана опробованием в 43 скважинах. Анализ пробной эксплуатации на месторождении показал, что самые высокодебитные скважины (с дебитом нефти от 50 т/сут до 120 т/сут) находятся в VI блоке (скв. NB1, NB26, NB28, NB31, NB32, NB34). Сосредоточение высокодебитных скважин в этом блоке указывает на то, что продуктивные отложения имеют здесь более улучшенные коллекторские свойства. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта J10 колеблется от 2.4 м (скв. NB12, VI блок) до 46.3 м (скв. NB4, VII блок). Положение водонефтяных контактов в пределах блоков изменяются от минус 482 м (скв. NB32, VI блок) до минус 537 м (скв. G146, II блок). В соответствие с принятыми положениями раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности горизонта J10 составляет 3600 тыс.м2, площадь нефтеносности - 53207 тыс. м2. Продуктивный горизонт J20 Горизонт J20 нефтеносен во всех блоках месторождения. Общая толщина его изменяется от 13 м (скв.G152) до 85 м (скв.G181). Продуктивность доказана опробованием в 14 скважинах. Улучшенные коллекторские свойства наблюдаются в блоках VI и Х, где значения пористости меняются от 20 до 32 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина/ изменяется от 2 м (скв.NB32, VI блок) до 26.3 м (скв.NB20, Х блок). ВНК меняется от минус 482 м (скв. NB32, VI блок) до минус 545 м (скв. G124, III блок). В связи с принятыми положениями контактов раздела нефть-вода, площадь нефтеносности продуктивного горизонта J20 составляет 31725 тыс. м2. Юрский продуктивный объект Исходя из однотипности геологического строения залежей нефти (пластовые, сводовые, тектонически-экранированные), одинаковым характером насыщения юрского разреза и свойствами пластовых нефтей юрские продуктивные пласты J10 и J20 рассматриваются в качестве единого объекта для совместной эксплуатации (графическое приложение 3). При опробовании скважины G125 (VI блок) из верхнего пласта юрской продуктивной толщи был получен приток газа (с дебитом 24000 м3/сут из интервала 406–416 м с абсолютной отметкой минус 428.8–438.8 м). В VI блоке в районе скважин NB10, NB29 выделяются две «газовые шапки», которые имеют самостоятельные газонефтяные контакты (графическое приложение 6). ГНК приняты на абсолютной отметке минус 431.3 м, соответствующей подошве газоносного пласта в скважине NB29 и на абсолютной отметке минус 436 м по результатам обработки промыслово-геофизических материалов в скважине NB10. Газонасыщенная толщина в пределах VI блока варьирует от 0.8 м (скв. NB9) до 7.8м (скв. NB10). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3 м (скв. NB27) до 46.3 м (скв. NB4). Для продуктивного горизонта J10+J20 водонефтяные контакты изменяются от минус 482 м (скв. NB32) до минус 545 м (скв. G125). В соответствие с принятыми положениями раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности юрской продуктивной залежи составляет 3600 тыс. м2, площадь нефтеносности – 66825 тыс. м2. Рисунок 1.3 - Структура меловой вершины Северобужачи
Рисунок 1.4 - Структурный разрез
Популярное: Почему человек чувствует себя несчастным?: Для начала определим, что такое несчастье. Несчастьем мы будем считать психологическое состояние... Почему стероиды повышают давление?: Основных причин три... Почему двоичная система счисления так распространена?: Каждая цифра должна быть как-то представлена на физическом носителе... Личность ребенка как объект и субъект в образовательной технологии: В настоящее время в России идет становление новой системы образования, ориентированного на вхождение... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (919)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |