Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 12.10.2015
Размер файла 774,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Коллектора сарматского горизонта представлены чередованием прослоев глинистых алевритов, алевролитов и мелкозернистых песчаников с глинами серыми, известковистыми, песчанистыми.

Продуктивный горизонт в майкопских слоях приурочен к нижней части разреза, представленной пачкой конгломерата-брекчии, плохо отсортированного, состоящего из неокрашенных галек пород свиты горячего ключа и эльбурганской свиты до 10-15 см в поперечнике. Цемент глинистый и песчано-глинистый. В пределах центрального участка (район скважины № 200) кроме конгломератов коллекторами являются линзы песчаников и алевролитов до 20 м толщиной, прослеживаемые на несколько сот метров.

Продуктивный горизонт IV-т в эльбурганской свите приурочен к толстой пачке базальных песчаников, иногда плотных, известковистых. В толще песчаников встречаются прослойки алевролитов и алевритов плотных неизвестковистых.

При бурении разведочных скважин на горизонты легкой нефти нижнего структурного этажа в них достаточно полно были отобраны образцы керна, по которым определялись коллекторские свойства пластов.

I продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен пачкой флишевого чередования алевролитов плотных известковистых (от 6 до 12%), реже рыхлых, глинистых, содержание фракций <0,01 мм 21-32%, неизвестковистых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелкозернистых и разнозернистых, глинистых, слюдистых, известковистых, в законтурной части известковистость достигает 42%, и глин темно-серых, известковистых и зеленых жирных, фукоидных. Средняя толщина горизонта составляет 61 м, песчаных прослоев 23,4 м, в т.ч. нефтяных -10,0 (в нефтяной зоне); количество песчаных прослоев достигает 88 со средней толщиной прослоя 0,28 м.

II продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен толщей флишевого чередования алевролитов и глин общей толщиной до 177 м.

Алевровлиты серые и светло-серые, слабоглинистые и глинистые, содержание фракции <0,01 мм - 14-44%, слюдистые, слоистые, плотные и рыхлые, неизвестковистые и слабо известковистые от 1,5 до 7% в пределах нефтяной залежи, и в законтурной части известковистость достигает 15-20%. Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные. Средняя толщина песчаных прослоев по горизонту составляет 35,2 м, в т.ч. нефтяных 5,2 (для нефтяной зоны). Толщина отдельных песчаных прослоев замеренная по кернам, колеблется от сантиметров до дециметров, по данным БКЗ фиксируется от 0,1 и редко достигает 1,0-2,0 м. Количество их достигает 128. Средняя толщина песчаных прослоев по горизонту составляет 0,27 м.

III продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен также флишевыми отложениями в тонкослоистом чередовании алевролитов и глин общей толщиной до 80 м.

Алевролиты серые и светло-серые, песчанистые, плотные, неизвестковистые, содержание фракций от 0,25 до 0,1 мм 15-34%, алевритовой - 40-60% и пелитовой 12-20%.

Алевролиты серые и светло-серые слабоглинистые и глинистые (содержание фракции менее 0,01 мм составляет 20-40%) слюдистые, слоистые, слабо известковистые - 3% в нефтеносной части и известковистые до 34% в водоносной.

По данным БКЗ количество песчаных прослоев достигает 112, средняя толщина их - 0,22 м, преобладающая толщина - 0,15-0,25, редко достигает 1,0 м.

Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, толщина их не превышает толщины песчаных прослоев.

IIIа продуктивный горизонт представлен наиболее тонкослоистым чередованием прослоев алевролитов и глин. Общая толщина его достигает 103 м.

По данным БКЗ количество песчаных прослоев достигает 183, в действительности их должно быть больше, т.к. прослои толщиной до 10 см, применяемой методикой не выделяются. Средняя толщина песчаного прослоя 0,2 м, преобладающая толщина прослоев 0,1-0,15 м, реже 0,25-0,40 м и толщиной 0,8-1,0 - два прослоя.

Общая средняя толщина песчаных прослоев по горизонтам III+IIIа составляет 70 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 8,4 м.

Среднеарифметическая величина пористости III+IIIа горизонтов применяемая для подсчета запасов, для нефтеносной части коллекторов по данным 33 анализов керна по 15 скважинам составляет 24,1%. Для водоносной части по данным одного анализа из одной скважины составляет 22,1%.

IV продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен флишевой толщей пород в тонкослоистом чередовании алевролитов, алевритов и глин, общей толщиной до 120 м.

Алевролиты светло-серые, песчанистые, тонкослоистые, слюдистые (содержание алевритовой фракции от 56 до 84%). Неизвестковистые или слабо известковистые.

Алевролиты рыхлые, глинистые, слюдистые, редко известковистые.

Исследование в шлифах показало, что алевролиты кварцево-глауконитовые с глинисто-опаловым и кремнисто-карбонатовым цементом. Обломочного материала содержат 55-80%, цемента - 20-38%, пирита от 1 до 6%, растительных остатков меньше 1%.

Обломочный материал состоит из неправильных угловатых зерен кварца, иногда игольчатых (средний размер 0,06 мм), содержание его колеблется от 36 до 69%, полевых шпатов 4-6% (К, Nа и кислого плагиоклаза), глауконита 5-12%, мусковита 1-2%. Отмечены редкие зерна непрозрачных и черных рудных материалов циркона, рутила, турмалина, граната. Из опалового материала состоят радиолярии, спикулы губок, фораминиферы преимущественно кальцитовые, каналы выполнены перекристаллизованным кальцитом, опалом и пиритом.

Тип цемента базально-контактовый.

Количество песчаных прослоев - 125. Их средняя толщина - 0,29-0,30 м. Средняя толщина песчаного прослоя увеличилась по сравнению с I-III горизонтами до 0,29-0,30 м. Преобладающая толщина прослоя колеблется от 0,15 до 0,35 м, реже - 0,4-0,8 м. С толщиной 1,2 м на диаграмме БКЗ выделяются 4 прослоя и 2,3 м - один прослой.

Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, толщина их не превышает толщину песчаных прослоев.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 30 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 14 м.

V продуктивный горизонт свиты горячего ключа также представлен флишевой толщей пород, в ритмично-слоистом залегании песчаников, алевролитов, алевритов и глин, общей толщиной до 90 м.

Песчаники мелкозернистые, плотные и рыхлые, тонкослоистые, слюдистые, неизвестковистые, содержание фракций 0,25-0,1 мм достигает 25%, алевритовой - 56%, глинистой - 12-20%.

Алевролиты плотные и рыхлые, тонкослоистые, песчанистые и глинистые, неизвестковистые, содержание алевритовой фракции достигает до 86%, песчаной - до 10% и глинистой - 44%.

Глины темно-серые, тощие, плотные, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, неизвестковистые.

Алевролиты кварцево-глауконитовые и кварцево-полевошпатового состава с глинистым и глинисто-серицитовым цементом, обломочного материала содержит от 52 до 85%, цемента - от 14 до 44%, пирита - 1-8%.

Обломочный материал представлен: кварцем, форма зерен неправильно угловатая, реже клиновидная, игольчатая, размер зерен колеблется от 0,02 до 0,1 мм, средний 0,06 мм, содержание кварца 32-68%; полевыми шпатами (К, Nа и кислые плагиоклазы) 5-12%; глауконитом 6-9%; мусковитом 2%; обломками кремнистых пород единичными зернами циркона, турмалина, черных рудных минералов, фораминифер кремниевых и карбонатных. Тип цемента смешанный и контактово-поровый.

Количество песчаных прослоев - 76. Их средняя толщина - 0,44-0,49 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 35 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 13,1 м.

Общая толщина песчаной части коллектора и отдельных песчаных прослоев увеличилась по сравнению с вышележащими горизонтами легкой нефти. Причем преобладает толщина прослоев 0,3-0,6 м. Наибольшая толщина прослоев 3-4 м наблюдается в кровле горизонта.

VI продуктивный горизонт ильской свиты представлен терригенным флишем толщиной 110 м.

В VI горизонте увеличивается содержание песчаников. Песчаники среднезернистые, мелкозернистые, очень плотные, содержание фракций - больше 0,25 м до 35%, от 0,25 до 0,1 мм - 40%, алевритовой - до 29%, глинистой - до 10%, известковистость - до 28%. Разнозернистость и известковистый цемент снижает пористость песчаников от 2,5-16%.

Алевролиты плотные, песчанистые, глинистые, содержание алевролитовой фракции достигает 69-72% и глинистой - 12-16%. Глины серо-зеленые, плотные, неизвестковистые и зеленые жирные, неизвестковистые.

Состав алевролитов кварцево-глауконитовой с глинистым сидеритизированным цементом. Содержание обломочного материала колеблется от 50 до 55%, цемента 35%, сидерита - 3%, пирита - 5%, растительных остатков - до 2%. Обломочный материал состоит из неправильно угловатых, реже игольчатых зерен кварца с содержанием до 41%, полевых шпатов - 4%, глауконита - 8%, мусковита - 1%. Единичные зерна черных рудных, циркона, рутила, эпидота, биотита, размер зерен - 0,02-0,1 мм, средний размер - 0,06 мм. Тип цемента базальный.

Количество песчаных прослоев 140. Средняя толщина песчаного прослоя от 0,21 до 0,27 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 34 м, в т.ч. нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 14,2 м.

Для VI горизонта характерным является увеличение глинистой части горизонта, а также толщины глинистых прослоев. В верхней части горизонта (VIа) выделяется пласт с включениями до 15 м толщиной, представленный глыбами более древних пород. Наличие очень плотных песчаников от 0,1 до 0,5 м с пористостью от 2,5 до 7,5%, которые не учитывались при определении средневзвешенной пористости, а также много определений пористости от 8 до 14%, что снижает величину пористости.

Преобладающая толщина прослоев от 0,1 до 0,25 м, реже 0,4-0,6 м и три слоя 0,8-1,0 м выделены на диаграммах БКЗ.

VII продуктивный горизонт ильской свиты представлен флишевой толщей в тонкослоистом чередовании песчаников, алевролитов и глин мергельных, а также и неизвестковистых. Общая толщина -90 м.

Песчаники светло-серые очень плотные и плотные мелкозернистые, редко разнозернистые, слюдистые, известковистые и неизвестковистые. Содержание фракций от 0,25 до 0,1 м колеблется от 10 до 25%, алевритовой - 38-65%, глинистой - 10-40%, известковистость достигает 26% как в нефтеносной, так и в водоносной частях пласта.

Алевролиты светло-серые, песчанистые и глинистые, слюдистые, слоистые, сложенные разной плотности, известковистые, содержание алевритовой фракции колеблется от 45 до 85%.

Глины светло-зеленые, мергельные и мергели и зеленые, неизвестковистые, жирные глины.

При петрографическом изучении одного шлифа из алевролита установлено, что состав его кремнисто-карбонатный с опаловым цементом.

Горизонт содержит 117 песчаных прослоев толщиной от 0,19 до 0,30 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 27 м, в т.ч. нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 15,2 м.

Кумский горизонт в пределах месторождения мало изучен, вскрыт ограниченным количеством скважин, представлен чередованием алевролитов иногда песчаников и глин. Алевролиты серые или зеленовато-серые, известковистые, слюдистые. Глины известковистые, алевритистые, плотные. Толщина продуктивного коллектора составляет примерно 35 м.

Характеристика ФЕС и нефтенасыщенности

Пористость

Оценка пористости коллекторов приведена по данным лаборатории исследований кернов, выполненных как до 1956 г., так и в 60-70-е годы.

Расчет пористости по результатам исследований керна осуществлялся при подсчете запасов в 1950 г., 1956 г. и при оперативных пересчетах запасов в 1981 г., 1985 г. и 2001 г.

Расчеты средних значений пористости горизонтов легкой нефти: мкр, I, II, III, IV, V, VI и VII в 2001 г. выполнены по керновым данным с учетом ранее принятых критических значений пористости Кпкр=0,08 и проницаемости Кпркр>1 мД. Массив петрофизических данных для расчетов средней пористости коллекторов включает 704 образца. В отчете 1956 г. приведено 824 анализа. Разница объясняется тем, что:

в ряде скважин пересмотрены отдельные границы горизонтов, и часть образцов керна оказалась между горизонтами и не вошла в рабочую выборку;

ранее в 1956 г. в общую сумму образцов включены те, которые не учитывались при расчете средних значений, так как характеризуют неколлекторы - Кп<0,08.

Расчеты пористости выполненные в 1956 г., 1981 г., 1985 г. и 2001 г. по пяти горизонтам тяжелой нефти I-т, II-т, III-т, IV-т и IV-т(о) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Расчеты пористости тяжелой нефти (Мочульский В.М., 2012)

Гори-зонт

1956 г.

1981 г.

1985 г.

2001 г.

Приня-тые значе- ния

Кп

nобр

nскв

Кп

nобр

nскв

Кп

nобр.

nскв.

Кп

nобр.

nскв.

зона зале-гания

I-т

24.4

15

5

30.9

3

2

36.3

65

12

н

20.0

 

20р-принято

34.6

2

1

в

II-т

31

2

2

29.4

с/т

32.8

4

2

н

31.0

III-т

22

31.8

11

3

н

22.0

IV-т(н)

23.4

2

1

н

 

15.8

1

1

в

IV-т(о)

27

3

2

27.9

53

4

27.9

53

4

25.6

107

4

н

27.0

 

25

2

1

в

В 1956 г. для этих горизонтов имелись керновые данные по 20 образцам из 9 скважин, в 2001 г. использовано 196 определений по 28 скважинам.

В таблице 4 приведены значения пористости для горизонтов легких нефтей, принятые в 1950, 1956 и 2001 гг.

Выполненный анализ по результатам определения пористости в разные годы с учетом величин пористости, которые числятся на Государственном балансе, позволили определить средние значения пористости, принятые для оценки запасов в данной работе.

Проницаемость

Таблица 4 - Расчеты пористости легкой нефти (Мочульский В.М., 2012)

Горизонт

1950 г.

1956 г.

2001 г.

Принятые значения

Кп

nобраз.

nскв.

Кп

nобраз

nскв.

Кп

nобраз

nскв.

зона залег.

mкp

19

6

2

18.8

5

3

н

19.0

I

27.7

6

5

26.4

13

7

26.6

9

7

«

27.0

12.1

2

2

в

II

18.6

2

2

21.7

39

8

23.1

27

7

н

22.0

13.7

2

2

в

III

23.2

2

2

23.6

27

10

24.1

33

15

н

23.6

IIIа

26.8

19

7

22.1

1

1

в

IVа

25.6

68

16

26.9

115

19

н

26.4

IVб

26.5

22

5

27.7

70

17

15.8

66

13

в

IVв

23.2

87

13

26.1

23

7

21.7

119

11

23.3

112

15

н

22.0

24

136

10

24.2

111

7

в

VIа

22.1

12

3

17.6

126

9

20.1

145

19

н

19.6

VIб

22.3

54

8

17.4

10

1

в

VIIа

22.1

21.4

38

8

22.1

18

8

н

21.0

VIIб

21.2

28

7

17.4

47

5

в

Для определения численных значений проницаемости коллекторов были использованы данные лабораторных исследований, выполненных ЦНИЛом КФ ВНИИ И ВНИГНИ в период с 1948 по 1954 гг. по общепринятой методике.

Продуктивные горизонты представлены флишем - чередованием прослоев плотных и слабо уплотненных алевролитов и, иногда, песчаников мелкозернистых и разнозернистых с различным по составу цементом. Состав цемента - глинистый, карбонатный, опаловый, серицитовый; количество его меняется от 14 до 44%.

Отражением такого многообразия пород коллекторов является и проницаемость, величина которой изменяется от 1 мД до 1403,8 мД по данным лабораторного изучения керна. В таблице 5 приведены средние значения проницаемости, рассчитанные в 2001 г. при оперативном пересчете запасов по 8 горизонтам легкой нефти (по 314 образцам) и по 2 горизонтам тяжелой нефти (по 46 образцам). Причем, раздельно посчитана проницаемость для внутриконтурной и законтурной зон каждого горизонта.

Как видно из таблицы 5, наилучшая охарактеризованность проницаемости коллекторов по керну для IV, V и VI горизонтов - соответственно 69, 144 и 56 определений. Наибольшая проницаемость 207,24 мД наблюдается в коллекторах IV горизонта, а наименьшая - 14,38 мД - получена для коллекторов VI горизонта..

Таблица 5 - Проницаемость по керну (Мочульский В.М., 2012)

Горизонт, зона

1956 г.

1985 г.

2001 г.

Рекомендуемые значения,

мД

Кпр,

мД

nобр.

nскв

Кпр,

мД

nобр

nскв

Кпр,

мД

nобр

nскв

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

I, Н

75

2

1

86.3

1

1

86

II, Н

76

15

3

87.03

11

3

87

III, Н

138.8

12

8

121.8

14

8

122

IV, Н

В

157.86

51

9

207.24

54.55

53

16

9

7

207

55

V, Н

В

93.89

133

9

107.84

65.56

78

66

9

4

108

66

VI, Н

14.92

36

9

14.38

56

9

65*

VII, Н

В

13.67

18

2

47.97

13.6

3

15

2

2

48

14

Mкр,Н

109.3

1

1

109

I-т, Н

12.5

10

2

12

II-т

-

35

III-т

-

35

IV-т, Н

125.6

65

2

486.2

37

2

125

IV-т(о)

* _ Рекомендовано с учетом результатов промысловых исследований.

Сравнение диапазонов изменения проницаемости по промысловым исследованиям и керновым свидетельствует о том, что:

проницаемость по промысловым данным выше, чем по керновым, что закономерно;

наименьшая проницаемость отмечается для VI горизонта как по керну, так и по промысловым исследованиям;

лучшими по фильтрационным свойствам являются пласты-коллекторы IV и V горизонтов.

Кроме керновых данных имеются сведения о проницаемости пластов-коллекторов, полученные при промысловых исследованиях горизонтов IV, V, VI, VI в ряде скважин (таблица 6).

Таблица 6 - Проницаемость пластов-коллекторов, полученных при промысловых исследованиях (Мочульский В.М., 2012)

Горизонт

Кол-во опред.

По промысл. исследов.

По керну

Кпрmin дарси

Кпрmax дарси

Кпрmin дарси

Кпрmax дарси

IV

8

0.091

0.330

0.001

0.861

V

21

0.048

1.085

0.003

0.930

VI

4

0.071

0.11

0.001

0.084

VII

11

0.016

0.925

0.023

0.097

Нефтенасыщенность

Коэффициент нефтенасыщенности пластов коллекторов всех продуктивных горизонтов оценен по удельным электрическим сопротивлениям, определенным при интерпретации кривых БКЗ (1956 г.).

В материалах оперативных пересчетов запасов приводятся данные о величинах коэффициентов нефтенасыщенности коллекторов на обводненных участках залежей. Так, для чистых кварцевых высокопористых песчаников критическое значение коэффициента нефтенасыщенности Кнкр=0,70, а для глинистых песчаников Кнкр=0,40-0,50. Согласно этому на обводненных участках коэффициент нефтенасыщенности промытой породы обычно не превосходит 0,4 - Кнпп=0,40.

Величина остаточной (связанной) нефтенасыщенности зависит от коллекторских свойств пластов, которые в случае терригенных пород определяются глинистостью прежде всего.

Коллекторы продуктивных горизонтов легкой нефти Ахтырско-Бугундырского месторождения по результатам лабораторных анализов кернов представлены в основном алевролитами, реже песчаниками в различной степени глинистыми. Это подтверждается величинами пористости средней по горизонтам 15,8-26,9%, а также характеристиками по комплексу ГИС:

низкие кажущиеся электрические сопротивления;

небольшие, чаще всего, амплитуды по кривой ПС.

Исходя из вышесказанного, в материалах по оперативному пересчету запасов в 2001 г. при расчете средневзвешенных значений коэффициентов нефтенасыщенности были исключены пласты коллекторов сКн<0,5, как не являющиеся нефтеотдающими.

2.6 История геолого-геофизической изученности

История геологоразведочных работ

На исследуемой площади издавна проводились работы по изучению геологического строения.

В работах И.М. Губкина, К.А. Прокопова и С.И. Чарноцкого впервые дана сравнительно полная схема геологического строения Северо-Западного Предкавказья.

В 1926-1929 гг. Ю.А. Цветковой уточнено геологическое строение собственно Ахтырского района.

В 1936-1937 гг. Д.И. Гритчиным проведена геологическая съемка в масштабе 1:10000.

В 1940-1941 гг. и 1946-1949 гг. проводилось структурно-картировочное бурение с глубиной скважин 350-700 м. При этом выявлена продуктивность миоценовых отложений.

В 1945-1946 гг. проводились магнитометрические работы, которые в районе Ахтырско-Бугундырской площади аномалий не выявили.

Сейсмические работы, проводимые в 1947 г. носили опытно-производственный характер, а работы 1948 г. в силу сложности строения складки не могли дать достаточной ясности о тектонике месторождения.

Детальными гравиметрическими работами, проведенными в 1951 г. в районе Ахтырской площади была выявлена небольшая аномалия силы тяжести, отражающая Южно-Ахтырскую антиклиналь.

На основании результатов структурно-картировочного бурения в 1948-1955 гг. проводилось глубокое разведочное бурение. Глубина скважин составила от 461 до 2461 м. Одновременно проводились сейсморазведочные работы.

По состоянию на 01.07.1957 г. было пробурено 548 скважин, в том числе 124 - разведочных. Существенно изменилось представление о геологическом строении площади, считавшейся ранее нормальной антиклинальной складкой. В результате была представлена схема геологического строения, не претерпевшая существенных изменений до настоящего времени, произведен подсчет запасов по состоянию изученности на 01.07.1957 г., которые утверждены в ГКЗ СССР.

В процессе глубокого разбуривания месторождения разведочные скважины располагались без строгой приуроченности к профилям с расстояниями от 40 до 1700 м. Эксплуатационные скважины располагались по различным горизонтам на расстояниях 75-120, 100-200 и 300-600 м.

В последующий период разработки дополнительно пробурено 67 скважин, основная часть которых предназначалась для доразведки залежей тяжелых нефтей III-т и IV-т горизонтов, и лишь единичные скважины закладывались с целью разведки кумского и доразведки майкопского горизонтов.

Основной объем эксплуатационного бурения на месторождении осуществлен в период 1948-1955 гг., в настоящее время пробуренный фонд составляет около 615 скважин.

Несмотря на значительное количество пробуренных скважин, степень изученности месторождения месторождении характеризуется как очень низкая по следующим основным причинам.

Низкая степень изученности месторождения в части охвата исследованиями керна, недостаточного для обоснования петрофизических зависимостей, алгоритмов определения пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и выполнения кондиционной количественной интерпретации недостаточного комплекса геофизических исследований в пробуренных скважинах. Охват исследованиями керна в скважинах в целом по месторождению составляет 4,5% (28 скважин). Охват исследованиями керна в вертикальном разрезе от кровли до подошвы по всем участкам составляет 1-3 образца или 2-3% от эффективной толщины коллектора. Приведенный охват исследованиями керна, не равномерное распределение скважин по площади месторождения и отдельным продуктивным горизонтам не позволяет построить объективное распределение ФЕС ни по площади, ни в вертикальном разрезе.

Недостаточный комплекс ГИС, выполненный в пробуренных скважинах. Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) был осуществлен на месторождении в период 1946-1955 гг., когда в скважинах выполнялся только стандартный комплекс исследований, который характеризуется не высоким качеством. В скважинах, пробуренных в более поздний период, был выполнен дополнительный комплекс, включающий РК, ИК и в части скважин АК. Данный комплекс исследований не позволяет осуществить количественную интерпретацию материалов ГИС с определением пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности большого разнообразия типов коллекторов, выделенных на месторождении.

Сейсморазведочные работы МОГТ - 2Д, выполненные на месторождении в 1947-1951 гг. характеризуются не высоким качеством, не достаточным объемом и плотностью профилей, что не позволяет использовать ее для уточнения геологического строения [1].

Геофизические исследования скважин

С начала разработки по настоящее время проводятся геофизические исследования скважин. Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) был осуществлен на месторождении в период 1946-1955 гг., когда в скважинах выполнялся только стандартный комплекс исследований, который характеризуется не высоким качеством. В скважинах, пробуренных до 1956г., применялся ограниченный комплекс геофизических исследований, включающий: стандартный каротаж потенциал- и градиент-зондами и кривая ПС; боковое каротажное зондирование БКЗ 5-6 градиент-зондами; кавернометрия; инклинометрия; определение высоты подъема цемента [10].

В скважинах, пробуренных в более поздний период, был выполнен дополнительный комплекс, включающий РК, ИК и в части скважин АК. Данный комплекс исследований не позволяет осуществить количественную интерпретацию материалов ГИС с определением пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности большого разнообразия типов коллекторов, выделенных на месторождении.

В скважинах, пробуренных после 1956 года, применен более расширенный комплекс ГИС, включающий следующие методы:

микрозондирование МЗ микропотенциал-зондом A0,05M и микроградиент-зондом А0,025М0,025N в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений в 1 см 2,5 Омм;

микробоковой каротаж МБК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в логарифметическом масштабе;

боковой каротаж БК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в логарифметическом масштабе;

индукционный каротаж ИК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в функциональном масштабе;

радиоактивный каротаж РК, включающий гамма-каротаж ГК и нейтронный гамма-каротаж НГК в масштабе глубин 1:500 и 1:200;

акустический каротаж АК по скорости с записью кривых Т1, Т2 иТ в масштабе глубин 1:200 и интервального времени в 1 см 20 мксек/м.

Отбор и исследования керна

В отчете по подсчету запасов нефти по состоянию на 01.07.1957 г. использованы данные исследования кернов основной группы скважин, пробуренных до 1957 г. В последующий период пробурено лишь 67 скважин, основная часть которых расположена в пределах залежей тяжелых нефтей III-т и IV-т горизонтов, и лишь единичные скважины (№№ 573, 765, 780, 790, 810 и др.) были пробурены на майкопские и эоценовые отложения.

Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) на месторождении осуществлен в период 1948-1955 г.г., в настоящее время общий пробуренный фонд составляет 615 скважин.

Не смотря на значительное количество пробуренных скважин, степень изученности месторождения месторождении в части исследований керна и выполненного комплекса ГИС характеризуется как очень низкая.

Низкая степень изученности месторождения в части охвата исследованиями керна не позволила при подсчете запасов в 1957 г обосновать петрофизические зависимости, алгоритмы определения пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и выполнить кондиционную количественную интерпретацию недостаточного комплекса геофизических исследований в пробуренных скважинах.

Охват исследованиями керна в скважинах в целом по месторождению составляет 4,5% (28 скважин). Охват исследованиями керна в вертикальном разрезе от кровли до подошвы по всем участкам составляет 1-3 образца или 2-3% от эффективной толщины коллектора. Приведенный охват исследованиями керна, не равномерное распределение скважин по площади месторождения и отдельным продуктивным горизонтам не позволяет построить объективное распределение ФЕС ни по площади, ни в вертикальном разрезе.

3. СВОЙСТВА И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

3.1 Свойства нефти и газа

нефти и газа по Ахтырско-Бугундырскому месторождению производились за период разработки ЦНИЛом объединения Краснодарнефтегаз, КФ ВНИИ И НИЛ Черноморнефть и Абиннефть.

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным 237 проб нефти, отобранным из траппов, 5 анализов пластовой нефти и 16 анализов газа.

В результате исследования выявлены два типа нефтей - тяжелые и легкие. Тяжелые нефти приурочены к залежам горизонтов понта (I-т), меотиса (II-т), сармата (III-т) и эльбургана (IV-т). Легкие нефти приурочены к залежам майкопа, свиты горячего ключа (I-V), ильской свиты (VI, VII) и кумской свиты.

3.1.1 Тяжелые нефти

Глубина залегания продуктивных горизонтов тяжелых нефтей составляет: в I-т - от 310 до 447 м, II-т - 350-496 м на Бугундыре и 600-710 м на Ахтырском участке; III-т - 765-810 м; IV-т - 335-468 м на Бугундыре и 795-840 м на Ахтырском участке. Нефти I-т - III-т горизонтов в повышенных частях залежей контактируют с размытой поверхностью коллекторов IV-т горизонта. Поэтому нефти этих горизонтов очень близки по своим физическим свойствам и химическому составу. Нефти тяжелые плотностью от 0,971 до 0,980 т/м3, высокосмолистые - акцизных смол 53-72%, с высокой кислотностью от 240 до 816 КОН на 100 г, очень вязкие - при 50С кинематическая вязкость колеблется от 300 до 500 сст, бензиновые фракции практически отсутствуют [9]. Начало кипения 240-280С.

По групповому углеводородному составу тяжелые нефти относятся к смешанному типу нафтеново-метано-ароматическому, с преобладанием нафтеновых углеводородов [4]. Данные физико-химических анализов нефти приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Групповой углеводородный состав тяжелых нефтей (Мочульский В.М., 2012)

Продуктивный

горизонт

Плотность газа по воздуху

Содержание, % объемные

Плотность

СО2

СН4

С2Н6+ высшие

III-т скважина № 49

0.576

3.00

94.8

2.1

0.979

IV-т скважина № 9-Б

0.730

8.00

79.7

12.3

0.971

Анализы растворенного в нефти газа произведены по пробам газа, отобранным по ограниченному количеству скважин без соблюдения равных условий отбора. Поэтому существуют некоторые отклонения в составе газа. Тем не менее, наблюдается определенная зависимость химического состава газа от химического состава нефти: тяжелым нефтям соответствуют сухие газы.

3.1.2 Легкие нефти

Залежи легких нефтей приурочены к майкопским отложениям, имеющим моноклинальное залегание, и горизонтам I-VII нижнего структурного этажа. При этом майкопские отложения как бы запечатывают собой размытые головные части горизонтов I-VII [11].

Контакт майкопских отложений с нижележащими палеогеновыми залежами имеет различный характер:

- нефтеносная часть майкопа контактирует с нефтеносной частью залежей I-VII и верхней частью V горизонта, а также с водоносной часть залежей I, III;

- водоносная часть майкопа контактирует с нефтяными залежами нижней части V горизонта, VI и VII;

- глинистая часть майкопа (экран) контактирует со II - VII горизонтами.

Кроме того, нефтяные залежи горизонтов I - III, IVа и IVб контактирует с отложениями чокрака, карагана и сармата.

Различные условия залегания оказывают, по-видимому, влияние на физико-химические свойства нефти и газа.

Легкие нефти майкопа и продуктивных горизонтов I-VII очень близки по физико-химическим свойствам и относятся по групповому углеводородному составу к смешанному типу метано-нафтеново-ароматическому [12].

По технологической классификации нефть относится к легким, малосернистым, смолистым, высокопарафинистым (за исключением парафинистых в IV и V горизонтах).

Нефти обладают низкой кислотностью - 12-40 мг КОН на 100 г.

Температура застывания в пределах минус 20 +11оС. Ввиду однотипности указанных нефтей рекомендован их общий сбор и совместная транспортировка.

Для подсчета запасов определялись средние значения плотностей нефти в целом по каждому продуктивному горизонту:

Майкоп - 0,867 т/м3;

I - 0,882 т/м3, глыба - 0,850;

II - 0,860 т/м3, глыба - 0,850;

III - 0,875 т/м3, глыба - 0,849;

IV - 0,869 т/м3 т/м3, глыба - 0,869;

V - 0,861 т/м3, глыба - 0,861;

VI - 0,865 т/м3, глыба - 0,857;

кумский - 0,850 (по аналогии с VII б).

Плотность нефти уменьшается с глубиной, за исключением II горизонта (мало анализов).

Нефти с наименьшей плотностью 0,845-0,850 содержат меньше смол - 15-18%, обладают меньшей органической кислотностью, но зато содержат большее количество парафина - до 5-6% и относительно большее количество легких фракций до 100С 8-12%, увеличивается содержание бензино-керосиновых фракций - до 275С - до 48%.

На величине плотности нефти сказывается то обстоятельство с чем контактирует данный участок залежи - с глинами майкопа, с водонасыщенной или нефтенасыщенной частью майкопа или вблизи водонефтяного контакта.

В наиболее повышенной части залежи, где экраном служат майкопские глины плотность нефти минимальная, вблизи водонефтяного контакта или в зоне гравитационной нарушенности плотность нефти возрастает.

Наличие легких нефтейметано-нафтеново-ароматического типа с преобладанием метановых углеводородов в залежах I-VII продуктивных горизонтов, а также уменьшение плотности нефти с глубиной от более древних отложений к молодым, а не наоборот указывает на то, что формирование этих залежей происходило после того, как их размытая поверхность была перекрыта отложениями майкопа и миоцена.

Исследование нефтей в пластовых условиях произведено по пяти пробам по 4 скважинам из горизонтов IV, V и I-VII.

Плотность пластовой нефти равна 0,736-0,796, содержание газа 76,3-108 м3/т, объемный коэффициент - 1,18-1,29.

3.2 Свойства пластовых вод

Горизонт I-т (понт)

Воды горизонта относятся к щелочным гидрокарбонатно-натриевого типа, классу S1, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Минерализация вод различна и колеблется от 967 мг-экв./л в головной части (471 м) до 225 мг-экв./л на погружении (640 м). Общая щелочность также изменяется от 71,19 до 22,4 мг-экв./л, А1 = 12-14,5%-экв. Содержание хлора варьирует от 14,62 до 3,2 г/л. Генетический коэффициент вод имеет небольшие изменения 1,14-1,2.

Минерализация вод I-т горизонта уменьшается от свода к крыльевым частям, что объясняется контактом вод в сводовой части с палеогеновыми водами.

Горизонт II-т (меотис)

Пробы в пробуренных скважинах не отбирались, анализы вод не производились. По результатам стандартного каротажа в разрезе меотиса по всей площади отмечаются пласты и прослои водоносных песков максимальной мощностью до 10 м.

Горизонт III-т (сармат)

Воды горизонты гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Общая минерализация их составляет 678,7-888,0 мг-экв./л. Степень метаморфизации Na/Cl=1,01-1,28, содержание хлора колеблется от 9,58 до 14,39 г/л, йода от 17,0 до 36,0 мг-экв./л.

Горизонт IV-т (эльбурган)

Пластовые воды горизонта являются щелочными гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Минерализация их колеблется в небольших пределах от 570,68 до 771,2 мг-экв./л.

Генетический коэффициент вод изменяется от 1,12 до 1,29. Характеристика А1 равна 1,12-1,29. Это указывает на то, что воды горизонта щелочные.

Содержание йода в водах IV горизонтах колеблется от 15,1 до 20,0 мг-экв./л, бром _ 53-58,8, бора _ 21,6-56,2 и аммония _ 21,6-48,8 мг/л.

Майкопский продуктивный горизонт

Минерализация пластовых вод изучалась по анализам вод из скважин №№ 7-Б, 200, 419, 457 и 560. Характеристика вод погруженной части залежи резко отмечается от вод головной части майкопа. Воды щелочные; А1=23,3%, гидрокарбонатно-натриевого типа (Na/Cl=1,31), минерализация вод равна 716,2 мг-экв./л, содержание хлора _ 5,6 г/л.

Майкопский горизонт расположен на более высоких гипсометрических отметках (1200 м). Минерализация вод в этих скважинах высокая и составляет 1447-1684 мг-экв./л. Степень метаморфизации Na/Cl=1,06-0,95, что указывает на переходный тип вод от щелочных к более жестким (А=0-5%-экв). Содержание хлора колеблется от 23 до 28,6 г/л.

Такая закономерность уменьшения минерализации с погружением объясняется лучшей фильтрацией и промытостью вод в мощных песках законтурной области. Головные же части залежи характеризуются застойным режимом.

Палеогеновые горизонты

Сложное геологическое строение опрокинутого северного крыла складки, наличие зон размыва, гравитационных и других тектонических нарушений и частое чередование нефтеносных и водоносных прослоев обусловили пеструю гидрогеологическую характеристику месторождения.

Свита Горячего ключа

I горизонт

Горизонт опробован только в трех скважинах. В одной скважине получена вода, а в двух скважинах _ нефть с водой.

Минерализация вод из двух скважин составляет 2353-2598 мг-экв./л, а в скважине почти в 2 раза меньше 1410-1487,9 мг-экв./л. Объясняется это тем, что скважина расположена в зоне нарушений и ее воды не характерны для I горизонта.

Воды I горизонта жесткие, хлоркальциевого или хлормагниевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Степень метаморфизации Na/Cl=0,98-0,99, содержание хлора 40-43 г/л и аммония _ 124,2-129,6 мг/л, йода не более 8,5 мг-экв./л, бора _ 21-26 мг/л и брома _ 140-143 мг/л. Гидрохимическая характеристика горизонта указывает на застойные условия бассейна.

II горизонт

В начальный период разработки горизонт опробован в семи скважинах, в пяти из них получена пластовая воды и в трех - вода с нефтью.

Воды II горизонта охарактеризованы небольшим количеством химических анализов.

По химической характеристике воды II горизонта аналогичны водам I горизонта. Минерализация их составляет 2264-2632 мг-экв./л с содержанием хлора от 40 до 47 г/л. Воды также жесткие, хлоркальциевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы, т.е. застойного характера.

III горизонт

В начале разработки при опробовании двух скважин получены притоки чистой воды и в трех скважинах вода с пленкой нефти или с нефтью.

Минерализация вод III горизонта меньше чем II и I и равна 1588-1866 мг-экв./л. Содержание хлора ниже, чем в I и II горизонтах и составляет 28-32 г/л. Коэффициент Na/Cl=0,92-0,79. Воды горизонта жесткие, хлоркальциевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

Содержание йода колеблется от 4,0 до 30 мг/л, аммония - 54-66 мг/л и брома - 87-106 мг/л.

Как и воды I и II горизонтов воды III горизонта характеризуют бассейн с застойными условиями.

IIIа горизонт

В начальный период разработки пластовая вода получена в одной скважине, а вода с нефтью более чем в 14 скважинах.

Минерализация вод IIIа горизонта ниже чем III и колеблется от 904 до

1248 мг-экв./л, содержание хлора - 15,6-21,55 г/л; степень метаморфизации Na/Cl=0,93-0,98, т.е. воды также жесткие, хлоркальциевого или хлормагниевого типа, класса S1, хлоридной группе, натриевой подгруппы.

Содержание йода составляет 11-59,1 мг/л, брома - 54-187 мг/л и бора -

34,5-56,2 мг/л.

Таким образом воды IIIа горизонта сходны с водами III и относятся к глубинным застойного характера, но степень минерализации падает со стратиграфической глубиной.

IV горизонт

Воды IV горизонта различны как по типу, так и по минерализации, которая колеблется в пределах 550-1400 мг-экв./л в зависимости от положения скважины на структуре.

У поверхности размыва на севере воды менее минерализованные и щелочные, на погружении и за контуром нефтеносности они обычно более минерализованные и жесткие.

Поэтому в разрезе IV горизонта установлено три типа вод: гидрокарбонатно-натриевый, хлоркальциевый или хлормагниевый; в единичных случаях встречается и сульфатно-натриевый тип вод - переходный от гидрокарбонатно-натриевого.

Жесткие воды хлоркальциевого и хлормагниевого типа относятся к классу S1, встречаются на западе месторождения, в центре залежи и меньше - на востоке.

Генетический коэффициент Na/Cl=0,94-0,99, S2 меняется от 0,14 до 9,0.

Очевидно, воды этого типа имеют переходный характер от слабо-жестких к щелочным.

Коэффициент метаморфизации Cl-Na/Mg в среднем колеблется от 0,8 до 2,0, что подтверждает метаморфизм вод IV горизонта - переход их из хлормагниевых в хлоркальциевые. Величина S1 почти постоянна 90-97. Сульфаты в водах почти отсутствуют.

Гидрокарбонатно-натриевые щелочные воды в IV горизонте встречаются реже, чем жесткие и установлены у зоны размыва (в головной части) и на востоке залежи.

Генетический коэффициент этих вод колеблется от 1,01 до 1,08. Характеристика А1 равна чаще 0,06%, редко 8%, что указывает на то, что воды в основном слабо щелочные, и имеют тенденцию перехода в жесткие.

В восточном районе находятся скважины, дающие только щелочные воды с минерализацией до 527 мг-экв./л. А1 доходит до 8,8, что объясняется сообщением IV горизонта по нарушениям с нижележащими V, VI, VII и VIII горизонтами, в которых содержатся преимущественно щелочные с меньшей минерализацией.

Разнотипность вод IV горизонта объясняется нарушенностью залежи.

Содержание йода и брома в водах IV горизонта изменяется в широких пределах: йода от 5 до 62 мг/л, брома - 54-158 мг/л. Меньшее значение присуще жестким, более минерализованным водам. Большое количество этих элементов имеют щелочные воды, имеющие меньшую минерализацию. Содержание аммония в водах также изменяется в значительных пределах, от 15 мг/л до 47 мг/л.

V горизонт

Воды V горизонта щелочные гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Они менее минерализованы (360-502 мг-экв./л), чем воды IV горизонта. Содержание хлора колеблется от 5 до 8 г/л. Характеристика S1 колеблется в низких пределах: от 75 до 96% за счет колебаний «А». Общая щелочность колеблется от 9 до 50 мг-экв./л.

Генетический коэффициент колеблется от 1,01 до 1,1, что указывает на слабую щелочность вод.

Содержание йода изменяется от 17 до 51 мг/л, т.е. значительно выше, чем в жестких водах I-IV горизонтов. Содержание аммония в водах V горизонта колеблется от 21 до 30 мг/л. Количество бора - 21-93 мг/л, брома - 56-169 мг/л.

Ильская свита

VI горизонт

Воды горизонта более щелочные и менее минерализованные, чем воды V горизонта, но относятся к тому же гидрокарбонатно-натриевому типу.

Минерализация их составляет 300-436 мг-экв./л. Значение генетического коэффициента Na/Cl=1,2-1,4, т.е. метаморфизм данных вод произошел значительно глубже, чем в водах V горизонта.

Характеристика щелочности А1 возрастает от 19 до 27%, приобретая почти постоянное значение. Общая щелочность колеблется от 37 до 65 мг-экв./л. Содержание хлора уменьшается, достигая 5 г/л.

Отличительным компонентом вод VI горизонта от вод V служит коэффициент метаморфизма Na/Cl>1,2. В водах V горизонта он равен 1,01-1,1.

Микроэлементы в VI горизонта распределяются следующим образом: аммония содержится от 18 до 23 мг/л, йода 30-50, бора 35-80 и брома 95-145 мг/л. Количество йода и брома больше, чем в V горизонте.

VII горизонт

Минерализация вод VII горизонта еще меньше (240-390 мг-экв./л), а щелочность несколько выше, чем вод VI горизонта. Она изменяется от 23 до 65 мг-экв./л. Значение А1 изменяется от 10 до 30%, а S1 от 70 до 87%.

Меньшая минерализация и большая щелочность отмечаются в скважинах, эксплуатирующих головную часть пласта и центр залежи.

В целом по химическому составу воды VI и VII горизонтов близки между собой.

Калужская свита

VIII горизонт

Воды горизонта являются щелочными, гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

Минерализация их почти в два раза выше, чем вод VII горизонта. Характеристика щелочности А1 возрастает до 45%, а общая щелочность - до 143 мг-экв./л.

Количество йода и аммония также возрастает и равно соответственно 62 и 61 мг/л.

Генетический коэффициент (Na/Cl) возрос до 1,88, что указывает еще на глубокий метаморфизм вод VIII горизонта.

В целом воды VIII горизонта химически идентичны водам VII горизонта.

Коллекторы I-т понтического горизонта на юге контактируют с коллекторами IV-т горизонта. У этого контакта воды понта наиболее минерализованы, а с погружением в северном направлении переходит в почти пресные. Минерализация же IV-т горизонта с погружением в южном направлении увеличивается т.к. запечатана экранирующими тектоническими нарушениями.

Коллектора II-т и III-т горизонтов имеют ограниченное распространение и таким образом являются запечатанными, лишенными области питания.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе выполнения работы продолжено изучение геологического строения Ахтырско-Бугундырского месторождения.

Сложное геологическое строение предопределило значительные различия в составе пластовых флюидов

В результате исследования выявлены два типа нефтей - тяжелые и легкие. Тяжелые нефти приурочены к залежам горизонтов понта (I-т), меотиса (II-т), сармата (III-т) и эльбургана (IV-т). Легкие нефти приурочены к залежам майкопа, свиты горячего ключа (I-V), ильской свиты (VI, VII) и кумской свиты.

Воды горизонта относятся к щелочным гидрокарбонатно-натриевого типа, кл333ассу S1, хлоридной группе, натриевой подгруппе.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Булатов, А.И. Нефтегазопромысловая научно-техническая энциклопедия/ А.И. Булатов. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. - 317 с.

Дердуга, В.С. Детальная комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов южного борта Западно-Кубанского прогиба в пределах Украинского, Абино-Украинского, Ахтырско-Бугундырского лицензионных участков с целью выявления и подготовки объектов ГРР: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ В.С. Дердуга и др. - Краснодар, 2011. - 210 с.

Джалалов, К.Э. Построение структурной модели эоцен-палеоценовых отложений складчатой зоны Западно-Кубанского прогиба с целью поиска объектов для доразведки: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ К.Э. Джалалов, В.С. Дердуга, В.Л. Сапунова и др. - Краснодар, 2008. - 120 с.

Ермолкин В.И. Геология и геохимия нефти и газа/ В.И. Ермолкин, В.Ю. Керимов. - М.: Недра, 2012. - 460 с.

Кобышева, Н.В. Климат России/ Н.В. Кобышева. - СПб: Гидрометеоиздат, 2001. - 655 с.

Мочульский, В.М. Технологический проект разработки Ахтырско-Бугундырского месторождения/ В.М. Мочульский и др. - Краснодар, 2012. - 372 с.

Никитенко, В.В. Дополнение к технологическому проекту разработки Ахтырско-Бугундырского газонефтяного месторождения: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ В.В. Никитенко и др. - Краснодар, 2014. - 252 с.

Попков, В.И. Геология нефти и газа/ В.И Попков, В.А. Соловьев, Л.П. Соловьева. - Краснодар, 2011. - 257 с.

Попков, В.И. Геохимия нефти и газа/ В.И Попков, В.А. Соловьев, Л.П. Соловьева. - Краснодар, 2011. - 320 с.

Проект доразработки Ахтырско-Бугундырского месторождения: отчет ООО «РН-Краснодарнефтегаз»/ - Краснодар, 2001. - 137 с.

Проект доразработки Ахтырско-Бугундырского месторождения: отчет ООО «РН-Краснодарнефтегаз»/ - Краснодар, 2008. - 216 с.

Соловьева, Л.П. Основы геохимии/ Л.П. Соловьева. - Краснодар, 297 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Литолого-стратиграфическая характеристика, нефтегазоносность и состав пластовых флюидов IV горизонта. История геологического развития структуры. Формирование залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения и их разрушение в условиях диапиризма.

    дипломная работа [2,5 M], добавлен 07.09.2012

  • Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.

    курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008

  • Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.

    отчет по практике [28,4 K], добавлен 26.04.2012

  • Геолого-геофизический анализ Хасырейского нефтяного месторождения: стратеграфия и тектоника, литологическая характеристика пород. Характеристика продуктивных пластов. Свойства и состав пластовых флюидов. Построение структурной и цифровой моделей залежей.

    дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.02.2017

  • Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.

    дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015

  • Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения, его литолого-стратиграфический разрез, тектоническое строение. Свойства и состав пластовых флюидов. Запасы углеводородов. Потребность ингибитора для технологии периодического ингибирования.

    курсовая работа [136,7 K], добавлен 08.04.2015

  • Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Ватьеганского месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов. Приборы, применяемые при исследовании скважин. Требования к технологиям и производству буровых работ.

    дипломная работа [2,1 M], добавлен 12.01.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.