Северное и южное погружения структур фиксируются на временных и глубинных разрезах профилей: 10101982-84, 02092002-03, западное и восточное - на профилях 24092002-03, 19092002 (рисунки 3.2.1-3.2.6).

На северо-западе площади прослеживается флексура, которая имеет свое продолжение на запад и северо-восток.

К юго-востоку от Карасайско-Кзылобинского объекта через узкий прогиб выделяется северное окончание выявленной по редкой сети профилей Северо-Акобинской структуры, оконтуренной изогипсой минус 5150 м.

Структурная карта по отражающему горизонту «А» (графическое приложение Б) характеризует строение площади по кровле артинского яруса нижней перми.

По поверхности артинских отложений на площади работ наблюдается унаследованность башкирского структурного плана. Центр площади занимают Карасайская и Кзылобинская структуры, но они не имеют общей оконтуривающей изогипсы.

Наибольшие размеры имеет Кзылобинская структура, оконтуренная изогипсой минус 4800 м, размеры структуры - 7,5х2,1 км, амплитуда - 50 м, площадь - 15,75 кв. км.

Карасайская структура, оконтуренная изогипсой минус 4900 м, располагается южнее Кзылобинской и имеет размеры 6,2х1,9 км, амплитуду - 50 м, площадь - 9,75 кв. км.

С запада и востока структуры также контролируются флексурами с амплитудами: западной - 500 м, восточной - 250 м.

Структурная карта по отражающему горизонту «Кн» (графическое приложение Г). Структурный план по отражающему горизонту «Кн», приуроченному к кровле кунгурского яруса нижней перми, сформирован, в основном, процессами соляной тектоники.

Основными структурными элементами на площади работ являются соляные антиклинали субмеридионального простирания и разделяющие их прогибы (мульды).

Центральную часть площади работ занимает линейная соляная гряда, протягивающаяся с юга на север и состоящая из Песчаной (на юге) и Кзылобинской (на севере) антиклиналей, разделенных мульдой. Ширина гряды около 5 км. Абсолютные отметки в сводах антиклиналей составляют минус 100-200 м. Абсолютная отметка в разделяющей мульде - минус 2400 м.

Борта соляной гряды крутые, переходящие на западе и востоке в граничащие субмеридиональные мульды. Абсолютные отметки кунгурской поверхности в мульдах составляют минус 4500-4900 м.

Залегание надсолевых отложений в пределах Кзылобинской площади является типичным для областей с контрастным проявлением соляной тектоники. Основные структурные формы - ассиметричные межкупольные синклинали, задиры вблизи крутых склонов куполов, структуры облекания над соляными уступами.



Рисунок 3.2.1 - Фрагмент временного разреза по профилю 24092002-03

Рисунок 3.2.2 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 24092002-03



Рисунок 3.2.3 - Фрагмент сейсмогеологического разреза по профилю 24092002-03



Рисунок 3.2.4 - Фрагмент временного разреза по профилю 19092002-03

Рисунок 3.2.5 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 19092002-03



Рисунок 3.2.6 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 10101982-84

3.3 Нефтегазоносность

Перспективы нефтегазоносности площади рассматриваются в пределах вскрываемого проектного разреза.

Согласно нефтегазогеологическому районированию Оренбургской области Кзылобинская площадь расположена в Сакмаро-Илекском нефтегазогеологическом районе (Предуральский прогиб).

Промышленная продуктивность отложений башкирского яруса установлена в пределах западного борта Предуральского прогиба в непосредственной близости от площади работ. На Староключевском поднятии поисковая скважина №121 явилась первооткрывательницей одноименоого газоконденсатного месторождения. Залежь приурочена к карбонатному пласту-коллектору А₄ смешанного типа. Открытая пористость коллекторов составляет 12,6%, проницаемость - 20 мД. Покрышкой служит пачка карбонатно-глинистых пород толщиной от 35 до 81 м. Залежь массивная. Высота залежи - 46,6 м.

Севернее площади работ, также в пределах западного борта, бурением поисковых скважин №175 Копанской и №230 Рождественской открыты соответственно Теректинское газоконденсатное и Рождественское нефтегазо-конденсатное месторождения. Пористость коллекторов в среднем составляет 13,6-15%, проницаемость - 102 мД. Коллекторы смешанного типа. Залежи массивного типа, высотой 16-25 м.

Залежи - газоконденсатные, возможно с нефтяной оторочкой. Дебиты скважин составляют 150-200 тыс. м³/сутки, содержание конденсата - до 250 г./м³.

Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта мощностью 10-15 м, в районе отсутствия верейских отложений такие же породы верхнего карбона и нижней перми.

Отложения башкирского яруса являются продуктивными также на Копанском, Бердянском, Северо-Копанском, Южно-Оренбургском, Нагумановском и др. месторождениях.

Все известные залежи свободного и растворенного газа содержат сероводород до 6%.

Московско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс в пределах площади представлен депрессионными отложениями.

В полосе развития депрессионных отложений промышленных залежей не отмечено, нефтегазопроявления в виде запахов и выпотов отмечались по ряду скважин, расположенных в прогибе.

Пористость депрессионных отложений составляет от десятых долей процента до 2%, проницаемость тысячные доли мД.

Промышленная нефтегазоносность данного комплекса установлена на Соль-Илецком своде (Оренбургское, Копанское, Нагумановское и др.).

Отложения филипповского горизонта кунгурского яруса являются самой верхней частью описываемого нефтегазоносного комплекса.

В карбонатных отложениях нижней части филипповского горизонта сформировалась самостоятельная нефтяная залежь пластового типа в западной части Оренбургского месторождения.

На проектируемой площади филипповские отложения выделяются условно минимальной толщиной и не содержат коллекторов.

Нефтегазоносность надсолевого комплекса в пределах Сакмаро-Илекского нефтегазогеологического районе пока не установлена.

Результаты опробования и исследования отдельных скважин, термобарическая характеристика перспективных нефтегазоносных пластов, характеристика и химический состав флюидов приводятся в таблице 4.3.1.

Общие ресурсы углеводородов категории С₃ по паспорту Кзылобинской структуры по отложениям башкирского яруса составляют 38,1/31,2 (геол./извл.) млн. т.у.т., в т.ч. газа - 33400/28390 млн. м³, конденсата - 4676/2805 тыс. т.

Таким образом, на Кзылобинской структуре, подготовленной к глубокому бурению по отражающему горизонту «Б», ожидается массивная газоконденсатная залежь в карбонатных породах башкирского яруса - пласт А₄.

Физико-коллекторские свойства пород-коллекторов предполагаются следующими: пористость - 12-14%, проницаемость - от 0,1 до 120х10^-3 мкм². В газе прогнозируется содержание сероводорода 4-5%.

3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

Площадь работ согласно гидрогеологическому районированию расположена в зоне перехода Волго-Камского артезианского бассейна в Прикаспийский.

Во вскрываемом разрезе можно выделить два гидрогеологических этажа, разделяемые водоупорной толщей кунгурского яруса мощностью 200-4500 м. Верхний - надсолевой этаж имеет мощность от 400 до 4500 м и включает водоносные горизонты и водоупоры двух гидрогеологических комплексов: верхней перми и мезозоя.

В подсолевых палеозойских отложениях юго-восточной части Волго-Уральской провинции Оренбургской области выделяется пять гидрогеологических комплексов: эйфельско-франский, франско-турнейский, радаевско-бобриковский, визейско-башкирский и верейско-кунгурский.

Поисковое бурение на Кзылобинской площади будет проводиться на отло-жения среднего карбона, поэтому из пяти вышеприведенных гидрогеологических комплексов здесь будут рассматриваться только два последних.

Сведения о водоносности разреза приведены по результатам геологической и гидрогеологической съемок и данным глубокого параметрического и поискового бурения на сопредельных площадях.

Подземные воды визейско-башкирского комплекса наиболее качественно изучены на Копанской, Бердянской, Нагумановской, Рождественской площадях. Нижним водоупором комплекса можно условно считать пачку плотных глинисто - карбонатных пород бобриковского горизонта. Верхним региональным водоупором для визейско-башкирского водоносного комплекса служат глинистые карбонатные породы артинского яруса.

Воды визейско-башкирского комплекса относятся к хлоркальциевому типу с высокой метаморфизацией (), общей минерализацией до 242721 мг/л, концентрацией брома до 500 мг/л.

Отложения окского надгоризонта опробованы в скважине №85 Копанской в эксплуатационной колонне в интервале 3423-3492 м. Дебиты 5,8-7,5 м³/сут (уровни 600-300 м). Тип вод - хлоркальциевый.

Отложения серпуховского яруса испытаны в скважине №85 в интервале 3293-3351 м. Приток пластовой воды составил 2,9-9,8 м³/сутки при уровнях 800-700 м. Для пластовой воды хлоркальциевого типа характерна достаточно высокая газонасыщенность - 2000 см³/л.

Водоносность башкирских отложений изучена более широко, включая и Нагумановскую площадь.

В скважине 504 Нагумановская при опробовании пластоиспытателем на бурильных трубах башкирских карбонатов в интервале 4761-4800 м получен приток пластовой воды расчетным дебитом 534 м³/сут. Плотность воды - 1,147 г./см³, минерализация - 227 г./л, рН - 6,65. Химический состав вод: содержание калия 3969 мг/л, натрия - 72328 мг/л, хлора - 134846 мг/л, кальция - 9682 мг/л, аммония - 250 мг/л, брома - 73,2 мг/л, бора - 30 мг/л, сульфатов - 1443 мг/л, HCO₃ - 159 мг/л, сероводорода - 1482 мг/л, йода не обнаружено.

В скважине №1 Нагумановская башкирские водоносные пласты опробованы в интервале 4904-4914 м в эксплуатационной колонне. Приток пластовой воды плотностью 1,165 г./см³ составил 4,7 м³/сут при уровнях 1240-1053 м. Опробованы водоносные пласты и в законтурной части башкирской залежи в разведочной скважине №3 Нагумановской (2 объекта). Притоки воды составили 10-15 м³/сутки. Пластовое давление 585-587 атм (глубина 4900 м). Тип вод - хлоркальциевый. Химический состав аналогичен вышеприведенному.

Верейско-нижнепермский гидрогеологический комплекс слагают водоносные породы артинского, сакмарского, ассельского ярусов и филипповского горизонта кунгура. Нижним водоупором комплекса являются глинисто-карбонатные породы верейского горизонта и верхнего карбона, а верхним водоупором - соли иренского горизонта.

Опробование водоносных пород комплекса проводилось на Нагумановской, Копанской и других площадях, причем на Копанском месторождении в промышленной разработке находится артинская нефтегазоконденсатная залежь, где имеет место некоторое проявление водонапорного режима со стороны Предуральского прогиба.

В скважине №504 Нагумановской отложения сакмарского+артинского ярусов опробованы в интервале 4340-4360 м, получен небольшой приток пластовой воды дебитом 1,6 м³/сут при уровнях 1058-946 м. Параметры пластовой воды: плотность 1,147 г./см³, минерализация - 220 г./л, рН - 6,45, содержание кальция 14 г./л, магния - 3 г/л, брома - 550 мг/л, бора - 150 мг/л, калия - 1600-2400 мг/л.

В кунгурском галогенно-сульфатном водоупорном комплексе встречаются изолированные линзовидные ловушки, сложенные трещиноватыми доломитами и ангидритами. Такие породы часто водоносны, причем водообильность довольно значительная с избыточным давлением на устье.

Водопроявления в кунгуре имели место на Оренбургском валу, Черниговской, Каменной и Новоуспеновской площадях. Кунгурская рапа резко отличается от нижележащих вод своим типом - хлормагниевым. Она характеризуется повышенным содержанием магния, брома, бора, йода. Плотность воды - 1,24-1,26 г./см³, минерализация - 340-370 г./л.

При бурении скважины 300 Новоуспеновская, расположенной вблизи (25 км) площади работ, на глубине 3636 м (кунгур) отмечался перелив промывочной жидкости с рапой интенсивностью до 1,2 м³/час (при прекращении циркуляции). На Нагумановской площади рапопроявлений в кунгуре не отмечалось.

Надсолевой верхнепермский терригенный комплекс включает водоносные горизонты уфимского, казанского и татарского ярусов. Водоносные горизонты уфимского и казанского ярусов характеризуются пестротой дебитов и химического состава. Дебиты колеблются от 0,9 до 15 м³/час, имеют в основном безнапорный характер. Минерализация 1,0-3,0 г/л, вблизи соляных штоков до 10-15 г./л. По составу воды сульфатно-хлоридные.

В татарском ярусе водоносные горизонты приурочены к мощной толще глинисто-песчанистых отложений, водообильность их зависит от мощности и преобладания песчаников. Дебиты вод - от 2-3 до 5-6 м³/час, минерализация - 0,2-1,5 г/л, плотность - 1,0-1,02 г./см³. По химическому составу воды относятся к гидрокарбонатно-натриевым, умеренно жестким.

Мезозойский гидрогеологический комплекс включает отложения триаса, юры и мела. Водоносные горизонты триаса и юры имеют широкое распространение. Вмещающими породами являются песчаники, алевролиты, линзы песков, конгломератов и галечников. Воды напорные и безнапорные.

Дебиты колеблются в широком диапазоне 0,7-8,5 л/сек, минерализация до 1,0 г/л. По химическому составу гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-хлоридные и натриево-кальциевые (юрские воды), пригодны для питьевого и хозяйственного водоснабжения.

Водоносные горизонты меловой системы приурочены к пластам песков и песчаников. Дебиты вод небольшие 0,2-0,7 л/сек. Вода, в основном, пресная с минерализацией до 0,5 г/л, тип вод - гидрокарбонатный. Питание верхних водоносных горизонтов происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.

Воды четвертичных отложений приурочены к аллювиальным террасам всех речных долин, а также к древнеаллювиальным равнинам. Глубина залегания водоносного горизонта колеблется от 1 до 7-8 м и зависит от сезонных изменений уровня воды в реках. Водоносными являются пески, супеси и галечники. Мощность водоносного горизонта составляет 3-5 м. Воды поровые, преимущественно гидрокарбонатно-натриевые и кальциевые, реже гидрокарбонатно-сульфатно-натриевые с минерализацией от 0,3 до 1 г/л. Дебиты воды в скважинах не превышают 6 л/сек.

Заключение

За время прохождения производственной практики мною были закреплены теоретические знания, полученные в ходе изучения профилирующих дисциплин. Я овладел производственными навыками работы по специальности геолог партии геолого-технических исследований, ознакомился с инструментами, механизмами, оборудованием, применяемым на производстве, а также с технологией ведения работ. За период времени, проведенный на станции ГТИ, я принимал непосредственное участие в производственном процессе. Приобрел навыки работы с геологической программой ARMГеолог.

В процессе изучения технологической документации я познакомился со структурой предприятия и участком ведения работ. В частности изучил геологическое строение площади, нефтегазоносность, тектонику Кзылобинской площади. Мною был собран весь необходимый материал для составления отчета по производственной практике.

Список использованной литературы

1. Волож Ю.А., Волчегурский Л.Ф., Грошев В.Г., Шишкина Т.Ю. Типы соляных структур Прикаспийской впадины // Геотектоника. 1997. №3. С. 41-55.

2. Копп М.Л. Мобилистская неотектоника платформ юго-восточной Европы. М.: Наука, 2005. 340 с. (Тр. ГИН РАН; Вып. 552).

3. Тевелев А.В. Сдвиговая тектоника: Учебное пособие. М.: Изд-во МГУ, 2005. 254 с.

4. Акобинское месторождение. Уточнение геологической модели по новым результатам ГРР / Ю.М. Кутеев, Т.В. Силагина, В.А. Тюхтина // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №8. - С. 31-34

5. Уточнение геологического строения Оренбургской части Предуральского краевого прогиба по новым результатам геолого-разведочных работ / М.А. Политыкина, С.В. Багманова, М.П. Трифонова // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2010. - №12. - С. 70-73.

Размещено на Allbest.ru