1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
Стратиграфия.
В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхней части нижне-среднего девона, верхнего девона (фаменский ярус), карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезокайнозоя.
Разрез верхней части нижне-среднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.
Фаменский ярус представлен красноцветной терригенной толщей: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями аргиллитов и конгломератов. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102.
Каменноугольные отложения представлены нижним отделом и нерасчлененным средне-верхним отделом.
Нижний отдел. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Отложения турнейского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают породы верхнего девона. Разрез представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и мергелей. На полную мощность отложения вскрыты в скважинах 1 и 102 и составляют321 м и 314 м, соответственно.
Визейский ярус литологически относительно выдержан. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка. Толщина подъяруса составляет 76-95м. Верхний подъярус представлен, в основном, известняками, доломитами и мергелями с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 283 м до 327 м.
Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами, в верхней части - ангидритизированными аргиллитами. Толщина яруса составляет 134-159 м.
Отложения среднего-верхнего карбона представлены пестроцветной терригенной толщей. Толщина отложений изменяется от 377 м до 537 м.
Отложения перми представлены двумя отделами. Нижний отдел по литолого-фациальной характеристике подразделяется на две толщи: подсоленосную и соленосную. Верхний отдел выделен в составе надсоленосной толщи. Подсоленосная толща представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Горизонт подстилается толщей аргиллитов, которая представляет собой газоупор снизу. Толщина отложений изменяется от 242 м до 412 м. Кровля горизонта перекрывается соленосной толщей.
Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита. Толщина отложений изменяется от 211м до 495м. Надсоленосная толща верхней перми с угловым несогласием и размывом залегает на подстилающих отложениях соленосной толщи и представлены красноцветными окремненными алевролитами и сульфатизированными аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 178 м до 346 м.
Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 256 м до 360 м.
Тектоника. В тектоническом отношении месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре, расположенной в восточной части Миштинского прогиба Моинкумской впадины.
Строение структуры изучено сейсморазведочными работами 2Д, 3Д и глубоким бурением.
Структура Амангельды представляет собой приразломную брахиантиклиналь северовосточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с северо-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов и прослеживается по всему разрезу.
По кровле нижневизейских отложений размеры структуры, по замкнутой изогипсе -1875 м, составляют 12 х 4 км, амплитуда - 200 м.
Характеристика продуктивных горизонтов.
Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.
Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м3/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.
В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м3/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м3/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.
В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая. В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979,8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967,6м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979,0м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976,8м (таблица 1.1). В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968,6 м.
Таблица 1.1 - Обоснование газоводяного контакта
Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м. Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,8 х 7,5 км, высота - 268,8 м.
- Введение
- 1. Геологическая часть
- 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
- 1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности
- 1.3 Характеристика продуктивных горизонтов по данным ГИС
- 1.4 Комплекс методов ГИС, техника и методика проведения исследований
- 1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды
- 1.6 Физико-гидродинамические характеристики
- 1.7 Запасы газа и конденсата
- 2. Технологическая часть
- 2.1 Подготовка геолого-промысловой основы для проектирования разработки
- 2.2 Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи
- 19. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для газовых месторождений и их содержание.
- 8 Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Условия выбора системы разработки месторождений. Понятие о коэффициенте нефтеизвлечения.
- Классификация месторождений природного газа
- Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- Часть 2 газовые и газоконденсатные месторождения
- 2.18.Промышленная разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
- Г л а в аIi разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений § 1. Системы разработки
- 3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений