- •Введение
- •1 Географо-экономические условия проведения работ
- •2 Геолого-геофизическая изученность
- •2.1 Первый этап работ
- •2.2 Второй этап работ
- •2.2.1 Параметрическое бурением
- •2.2.2 Сейсмо-разведочные работы могт
- •2.2.2.1 Поисково-детальные работы
- •2.2.2 Региональные работы
- •2.2.3 Съемка по методу анчар
- •2.2.4 Электроразведочные работы днмэ
- •2.3 Обобщение и интерпретация данных по Каинсайско-Линевской зоне
- •2.3.1 Интерпретация сейсморазведочных материалов с применением метода виз
- •2.4 Методика интерпретации сейсмо-геологических данных и полученные результаты
- •2.4.1 Решаемые геологические задачи
- •2.4.2 Оценка структурного плана и вещественного состава надсолевых отложений
- •2.4.3 Оценка геолого-технических условий строительства скважин
- •3 Геологическое строение Южно-Линевской площади
- •3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •3.2 Тектоника
- •3.3 Нефтегазоносность
- •3.3.1 Подсолевые отложения
- •3.3.2 Надсолевые отложения
- •4 Гидрогеологическая характеристика разреза
- •5 Специальная глава
- •5.1 Развитие представлений о строении площади
- •6 Методика и объем проектируемых работ
- •6.1 Цели и задачи поискового бурения
- •6.2 Обоснование места заложения и проектной глубины скважины
- •6.3 Геологическое условие проводки скважины
- •6.4 Характеристика промывочной жидкости
- •6.5 Типовая конструкция скважины
- •6.6 Комплекс геолого-геофизических исследований
- •6.6.1 Отбор керна, шлама и грунтов
- •6.6.2 Геофизические и геохимические исследования скважины
- •6.6.3 Опробование перспективных горизонтов
- •6.6.4 Лабораторные исследования
- •6.6.4.2 Физико-химические свойства пластовых флюидов.
- •7 Попутные поиски
- •8 Охрана недр, природы и окружающей среды
- •8.1 Выбор площадки для строительства буровой
- •8.2 Подготовительные работы
- •8.3 Бурение, испытание и ликвидация скважин.
- •9 Охрана труда
- •9.1 Меры безопасности при транспортировке оборудования и перевозке людей
- •9.2 Подготовка скважины к проведению исследований
- •9.3 Установка оборудования на буровой
- •9.4 Электробезопасность при проведении подготовительно-заключительных операций
- •9.5 Спуско-подъемные операции на скважине
- •9.6 Особенности работ при авариях
- •10 Ожидаемые результаты работ
- •11 Экономическая часть проекта
- •10.1 Обоснование выбора базовой скважины
- •10.2 Обоснование продолжительности проектируемых работ
- •10.3 Расчет сметной стоимости проектируемых работ
- •10.3.1 Расчет затрат, зависящих от скорости бурения
- •10.3.2 Расчет затрат, зависящих от глубины скважины
- •10.3.3 Расчет предельных ассигнований на проведение проектируемых работ.
- •10.4 Геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели проектируемых работ
3.3 Нефтегазоносность
Нефтегазопроявления в рассматриваемом районе наблюдались при поисково-разведочном бурении на калийные соли в скважинах 32 и 43 Линевской; 60, 63, 93 Сухореченской и 34 Буранной площадей. Они приурочены к гидрохимическим осадкам кунгурского яруса на глубине до 300 м. В кунгуре и надсолевых отложениях в соседних районах установлены и промышленные скопления УВ. В частности, на Карачаганакском месторождении из отложений кунгурского яруса (филипповский горизонт,скважина 112) было получено до 100 кубометров нефти в сутки (глубина 3530 м). Возможность выявления залежи нефти в гидрохимической толще кунгура и надсолевой толще перми и мезозоя на Южно-Линевской площади не исключается.
По аналогии с Карачаганакским месторождением, расположенным в 40 км западнее в идентичных условиях, основные перспективы связываются с подсолевыми артинско-каменноугольными и девонскими отложениями.
3.3.1 Подсолевые отложения
Выполнена оценка прогнозных ресурсов углеводородов Южно-Линевской рифогенной постройки и Линевской гряды. За аналог принято Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение.
Для Южно-Линевской рифогенной постройки был принят уровень ГВК = -4900 м. При этом ресурсы газа составили 376.4 млрд.м3 и конденсата - 182.9 млн.т. Эти запасы по обоснованности (высокая достоверность выделения объекта, и точность его геометризации, прямые признаки углеводородной залежи, наличие аналога) вполне соответствуют категории С3. Однако, юридически (отсутствие формально составленного и соответствующим образом утвержденного паспорта на структуру) они таковыми не являются.
Другая оценка выполнена на основе прогноза продуктивности всего нижнепермско-каменноугольного массива Южно-Линевской площади. При этом ГВК принят на отметке -5500м, а ресурсы Южно-Линевской рифовой постройки составили 804.5 млрд.м3 газа и 391.0 млн.т конденсата.
3.3.2 Надсолевые отложения
В Каинсайско-Линевской зоне контрастно проявились все факторы и косвенные признаки, определяющие высокие перспективы регионально продуктивных надсолевых отложений: наличие в разрезе пластов-коллекторов и покрышек, сложное строение соляных гряд и мульд, наличие гидрогеологических (безсолевых) окон, прямые признаки наличия в разрезе залежей углеводородов по данным сейсморазведки (АНЧАР и ВИЗ), прямые нефтепроявления при бурении скважин на химсырье и, наконец, наличие выявленных классических для регионов проявлений соляной тектоники ловушек углеводородов.
На Южно-Линевской площади выявлены две ловушки углеводородов: Линевская-Надсолевая-5 (ЛН-5) м Линевская-Надсолевая-6 (ЛН-6). Ниже приведены их характеристики.
ЛН-5: Ловушку образует структурный элемент типа сброс, по плоскости которого иреньские соли экранируют примыкающие к ним терригенные породы. Глубины залегания экранированных отложений -2700- -3600м. Ресурсы ловушки оценены в 28.5 млн.т нефти.
ЛН-6: Ловушку образует структурный нос по горизонтам нижней секции надсолевых отложений. По восстанию надсолевые породы экранируются с северо-запада соляной грядой. Глубины залегания экранированных отложений -2300 - -3300м. Ресурсы ловушки оценены в 38.8 млн.т нефти.
При выборе места заложения проектной скважины и обосновании ее геологических задач принималась во внимание прогнозируемая на Южно-Линевской площади продуктивность надсолевых отложений. Нефтеносность приведена в таблице 3.1и Газоносность в таблице 3.2
Таблица 3.1 – Нефтеносность
Ин-декс страт. под-разд. |
Интервал, м. |
Тип коллектора |
Плот- ность, кг/м3 |
Под-виж- ность, мкм2 МПа.С |
Содержание |
Макс. дебит, м3/сут |
Дин.ур. в конце экспл. от устья, м |
||||||||||
от (верх) |
до (низ) |
серы, % |
Пара-фина, % |
|
|
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||||||||
Р1u |
3200 |
3260 |
Поро-вый |
830 |
не определено |
75 |
1500 |
||||||||||
C1t |
6150 |
6300 |
Поро-вый, поров.-трещин |
830 |
не определено |
75 |
1500 |
||||||||||
Д3 |
6300 |
6500 |
Поро-вый, поров.-трещин |
830 |
не определено |
75 |
1500-1600 |
||||||||||
Газовый фактор: на глубине 3200-3260м - 100 м3/т; на глубине 6150-6300 м- 150 м3/т; на глубине 6300-6500м - 150 м3/т.
Таблица 3.2 – Газоносность
Ин-декс страт. под-разд. |
Интервал, м. |
Тип колле-ктора |
Содержание |
Плот- ность газа г/см3 |
Коэф. Сжи-мае-мости газа |
Макс. дебит, м3/сут |
Пласт. давл. в конце экспл., МПа |
||||||||
от (верх) |
до (низ) |
Серо-во-доро-да % |
Углекис- лого газа % |
|
|
|
|
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||||||
Р1fl |
3850 |
3890 |
Поровый |
до 6 |
не опр. |
0.87 |
0.765 |
50 |
5 |
||||||
P1ar+a |
3890 |
5550 |
Поровый |
до 6 |
не опр. |
0.9-1.14 |
0.765 |
500 |
5 |
||||||