Реферати українською » Геология » Геохронологічна шкала. Непско-Ботуобинская нафтогазова область. Системи розробки з заводненню


Реферат Геохронологічна шкала. Непско-Ботуобинская нафтогазова область. Системи розробки з заводненню

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Контрольна робота

«>Геохронологическая шкала.Непско-Ботуобинская нафтогазова область. Системи розробки ззаводнением»

з дисципліни:

Розвідка нафтових та газових родовищ

 

 

 

 

 

Краснодар 2010


Зміст

1Геохронологическая шкала

1.1 Склад таблиці

1.2 Особливості визначення віку гірських порід

2.Непско-Ботуобинская нафтогазова область

2.1 Основні риси

2.2 Характеристики родовищ

3. Системи розробки ззаводнением

3.1 Типи й характеристики

Список використовуваної літератури


1.Геохронолигическая шкала

Один із головних завдань геологічних досліджень визначення віку гірських порід що становлять земну кору. Розрізняють відносний і абсолютний їх вік. Є кілька методів визначення відносного віку гірських порід: стратиграфічний і палеонтологічний.

>Стратиграфический метод грунтується на аналізі осадових порід (морських і континентальних) та визначенням послідовності їх знань. Пласти, що лежать внизу древнє, нагорі молодший. Цим методом встановлюється відносний вік гірських порід у певному геологічному розрізі на невеликих ділянках.

Палеонтологічний метод залежить від вивченні скам'янілих залишків органічного світу.

Органічний світ ході геологічної історії зазнав значних змін. Вивчення осадових порід у вертикальному розрізі земної кори показало, що певному комплексу верств відповідає певний комплекс рослинних і тварин організмів. Отже, скам'янілості рослинного й тваринного походження можна використовуватиме визначення віку гірських порід.Окаменелостями називаються залишки вимерлих рослин та тварин, і навіть сліди їх життєдіяльності. Для визначення геологічного віку мають значення в повному обсязі організми, лише звані керівні, т. е. ті організми, які у геологічному розумінні існували недовго.

Керівні скам'янілості повинен мати невеличке вертикальне та широке горизонтальне поширення, і навіть хорошу схоронність. У середньому кожен геологічний період розвивалася певна група тварин і звинувачують рослин.Окаменелие залишки їх зустрічаються у відкладеннях відповідного віку. У древніх пластах земної кори виявляються залишки примітивних організмів, на більш молодих високоорганізованих. Розвиток органічного світу відбувалося за висхідній прямій; від простих організмів до найскладніших. Чим ближче до до часів, то більше вписувалося подібності із сучасним органічним світом. Палеонтологічний метод найбільш точний і дуже застосовуваний.

1.1 Склад таблиці

Зстратиграфического і палеонтологічного методів побудованастратиграфическая шкала, подана у таблиці 1, у якій гірські породи,слагающие земну кору, перебувають у певної послідовності відповідно до їх відносним віком. У цьому шкалою виділено групи, системи, відділи, яруси. За підсумкамистратиграфической шкали розробленагеохронологическая таблиця, у якій час освіти груп, систем, відділів і ярусів називається ерою, періодом, епохою, століттям.

Таблиця 1 -Геохронологическая шкала

Ера (>ератема,граппа) Період (система) Епоха (відділ)

>Инд

>екс

Колір на геологічної карті Середня тривалість млн. років
період вік
>Кайнозойская (>кайнозой)KZ (>Kz) четвертиннийQ сучаснапоздняя(верхний)средняя(средний) рання (нижній)

>Q

>Q

>Q

>Q

>Светло-серий 0,7

 

63+3

65+3

67+3

165+10

2304+10

330+10

570+10

2100+100

2700+100

1800

4600+200

неогеновий (>неоген)N >плиоцен(верхний) міоцен (нижній) >Лимонно-желтий 25
палеогеновий (>палеоген) Р

>олигоцен(верхний)

>еоцен(средний)палеоцен(нижний)

>P1

>P1P1

Жовтий 41
>Мезозойская (мезозой)MZ (>Mz) крейдової (крейда)К(Сг) >поздняя(верхний) рання (нижній) >К2K1 >Светло-зелений 70

юрський (>юрс)

>J

>поздняя(верхний)

середня (середній)

рання (нижній)

>J3J2J1 Синій 55-58
тріасовий (>триас) Т

пізня (верхній)

>средняя(средний)

рання (нижній)

>ТЗТ2 Tl >Светло-фиалетовий 40-45
>Палеозойская (палеозой)PZ (>Pz) пермський (перм) Р пізня (верхній) рання (нижній)

>Р2

>Р2

Помаранчевий 45

>каменноуголь

>ний (>карбов)

З

>поздняя(верхний)

>средняя(средний)

>ранняя(ранний

>С2

>С2 С1

Сірий 65-70

девонський

(девон) D

>поздняя(верхний)средняя(средний) рання (ранній) >D3D2D1 Коричневий 55-60
>силурский (силур) P.S >поздняя(верхний) рання (ранній)

>S2

>S1

>Коричневато- зелений 35

>ордовикский

(>ордовик) Про

>поздняя(верхний)

>средняя(средний)

>ранняя(ранний

>O3

>O2

>O1

>Фисташ-ковозелений 60-70

кембрійський (кембрій)

 (>Cm)

>поздняя(верхний)

>средняя(средний)

>ранняя(ранний

>3

>2

>1

>Синевато-зелений 70-80
>Протерозойская (>протерозой) PR (>Pt)

пізня (верхній)

>средняя(средний)

рання (нижній)

>PR3PR2PRl >Желтовато-розовий
>Архейская (>архей) AR (A) >Архейкая група немає загальноприйнятих підрозділів. Підрозділи мають місцеве значення. Рожевий

Уся геологічна історія Землі розділена п'ять ер:архейскуюпротерозойскую,палеозойскую, мезозойську,кайнозойскую, Кожна ер розділена на періоди, періоди на епохи, епохи навіки.


1.2 Особливості визначення віку гірських порід

Абсолютний геологічний вік - час, минуле від будь-якого геологічного події до сучасної епохи, обчислювальне в абсолютні одиницях часу (в мільярди, мільйонах, тисячах тощо. буд. років).

Є кілька методів визначення абсолютного вік гірських порід.

>Седиментационний метод зводиться до визначення кількостіобломочног матеріалу, щорічносносимого із поверхні суші таоткладиваемого дно якої моря. Знаючи, скільки накопичується опадів дно якої моря протягом року й вимірявши потужність осадових товщ, які у окремі геологічні періоди, можна почути тривалість часу,потребовавшегося на накопичення цих опадів.

>Седиментационний метод ні точний. Неточність його пояснюється нерівномірністю процесів накопичення опадів. Швидкість накопичення опадів мінлива, вона, посилюючись і досягаючи максимуму у періоди тектонічної активності земної кори, коли земна поверхню має сильно розчленовані форми, завдяки чому посилюютьсяденудационние процеси та внаслідок надходить більше опадів, в морські басейни. У періоди менш активних тектонічних рухів земної кориденудационние процеси слабшають і кількість опадів зменшується. Цей метод дає лише рекомендацію орієнтовний уявлення про геологічному віці Землі.

Радіологічні методи найточніші методи визначення абсолютного віку гірських порід. Вони грунтуються на використанні радіоактивного розпаду ізотопів урану, радію, калію та інших радіоактивних елементів. Швидкість радіоактивного розпаду постійна та залежною від зовнішніх умов.Конечними продуктами, розпаду урану є гелій і свинецьРЬ206. З 100 грамів урану за 74 млн. років утворюється 1 грам (1%) свинцю. Якщо визначення кількості свинцю (у відсотках) у своїй урану, то множенням на 74 млн. отримують вік мінералу, а, по ньому і час існування геологічного пласта.

Останнім часом почали застосовувати радіоактивний метод, що отримав назву калієвого чиаргонового. І тут використовується ізотоп калію з атомним вагою 40.Калиевий метод має той перевагу, що калій набув значного поширення у природі. У процесі розпаду калію утворюються кальцій та газу аргон. Недоліком радіологічного методу є обмежена можливість його застосування головним чином заради визначення віку магматичних іметаморфических порід.


2.Непско-Ботуобинская нафтогазова область

2.1 Основні риси

Вже згадана територія, зображена малюнку 1, займає південну частина Сибірській платформи не більшеНепско-Ботуобинскойантеклизи, а адміністративному відношенні розташований у Іркутської області й на південному заході Якутії.

>Геологоразведочние роботи з нафти та газу у тих районах започатковані ще в 1939 р., перше промислове родовище території -Марковское - виявлено в 1962 р. Відкриття його мало принципове значення, оскільки завдяки йому вперше у нашій країні було доведено промисловагазонефтеносность найдавніших відкладень осадового чохла-нижнекембрийских.

а – кордону нафтогазоносної області; б – кордону основних тектонічних елементів; Родовища: в – газові; р – нафтові; буд –газонефтяние.

Родовища: 1 –>среднеботуобинское; 2 –Верхневилючанское; 3 –Ярактинекое; 4 –Марковское; 5 –Потаповское; 6 –Даннловское; 7 –>Верхнечонское; 8 –Алнекое; 9 -Хотого-Мурбайское; 10 –Тасюрьяхское; 11 –Вилюйско-Джербинское; 12 –Иреляхское.

Малюнок 1 – «Оглядова карта родовищ нафти і єНепско-Ботуобинской нафтогазоносної області»


Таблиця 2 – Кількість й ті види родовищ.

Види родовищ Кількість родовищ Загальна кількість родовищ
>Газонефтеконденсатние 3 12
>Нефтегазовие 3
Газові ігазоконденсатние 6

Основні риси геологічної будови. У будову території беруть участьархейские іпротерозойские породи, складові фундамент платформи,верхнепротерозойские інижнепалеозойские (горобина, кембрій,ордовик, силур) відкладення,слагающие основну частину розтину осадового чохла.

Основними продуктивними обріями вкарбонатно-галогенной частини розтину єосинский (що залягає у нижній частиніусольской почту),устькутский (верхня частинамотской почту) іюряхский (верхня частинаиктехской почту).

Характеристика газу, конденсату і. Вільні газ родовищНепско-Ботуобинской нафтогазоносної області перебувають у основному з метану (77-88%) і характеризуються підвищеним змістом важкихуглеродов (6-15%).

2.2 Характеристики родовищ

Родовища нафти і є. На територіїНепско-Ботуобинской області родовища нафти і є пов'язані з складно побудованими структурами, ні знеантиклинальними пастками. Найтиповішими родовищами єМарковское, представлене малюнку 2,Ярактинское,Среднеботуобинское іВерхневелючанское.


Структурна карта по покрівлі нафтоносного горизонту:

1- кордонулитологического заміщення колекторів;

2 - контур газоносності;

3 - умовні кордону розвіданої частини поклади;

4 - газоконденсатна поклад;

5 -изогипси в м

Малюнок 2 – «>Марковское родовище»

>Марковскоегазонефтеконденсатноеместорождние відрізняється виключно складним геологічною будовою зумовленим невідповідністю структурних планів з різних частинах розтину.Протерозойский фундамент розкривається свердловинами на глибинах 2700-3000 м. Характерною ознакою родовища є у його розрізі потужних пластів кам'яною соліусольской почту нижнього кембрію.

>Среднеботуобинскоегазонефтяное родовище виявлено 1970 р. біля Якутській АРСР не більшеМирнинского зводу та приурочили до великоїбрахиантиклинали (>70X30 км), ускладненоюмалоамплитудними (до 20 м) тектонічними порушеннями. Амплітуда підняття 50-60 м.

Основнагазонефтяная поклад пов'язанапесчаникамиботуобинского продуктивного горизонту.

Максимальна потужністьботуобинского горизонту (до 30 м) відзначена південній частині структури, де зараз його складний монолітною пачкою пісковиків. Відкрита пористість колекторів загалом дорівнює 13-14%.Проницаемость висока (до15хЮ”13м2). Робітники дебети газових свердловин змінюються від 108 до 715 тис,м/сут. Характерно аномально низька пластовий тиск 14,6МПа при глибині залягання продуктивного горизонту близько 1900 м.

>Верхневилючанское газове родовище відкрито в 1975 р. не більше східного зануренняНепско-Ботуобинскойантеклизи та приурочили до великому однойменному підняття (>60X40 км) амплітудою близько 250 м.Осадочний розріз складнийвендско-кембрийскимитерригеннимн ікарбонатно-галогеннимиобразованиями загальної потужністю понад 2500 м.Промишленногазоносними євилючанский іхаристанский горизонти пісковиківвенда, і навіть I карбонатні породиюряхского горизонту нижнього кембрію.Нефтегазопроявления й окремі притоки газу в широкомустратиграфическом діапазоні, що, очевидно, пов'язаний із значної тектонічноїнарушенностью структури;

>Залежьвилючанского горизонту виявлено у частині підняття. Вона належить до пластовомутектоническиекранированному типу. Потужність горизонту 50-60 м. У західній частині структури вінвиклинивается. Відкрита пористість пісковиків змінюється в межах від 5 до 17%, проникність від незначною до20хЮ”14м2.Пластовое тиск одно 18МПа при глибині поклади близько 2500 м.

Покладихаристанского горизонту присвячені не витриманим у просторі шарам пісковиків, залягаючих у неповній середній частинихаристанской почту. Максимальна потужність пісковиків 9 м. Поклади ставляться долитологически обмеженому типу із елементами тектонічного екранізування.Пластовое тиск ухаристанском обрії становить 18,3-19,0МПа при глибині залягання покладів близько 2200 м.Юряхский продуктивний обрій складний двома витриманими у просторі пластами доломітів. Відкрита пористість порід змінюється від перших одиниць до 20 %. Потужність горизонту 40-50 м. Поклади пластовісводовие, із елементами тектонічного екранізування. Є невеликі оторочки нафти непромислового значення.


3. Системи розробки ззаводнением

У разіупруго-водонапорного режиму зазвичай спостерігається безупинне зниження динамічного пластового тиску і зниження видобутку. У зв'язку з цим за браку пластовою енергії підтримки поточної видобутку, і навіть підвищення ефективності розробки застосовують методи на пласт шляхом входження у пласт додаткової енергій. І тому на продуктивний пласт бурятів спеціальні свердловининагнетательние, якими закачують до нього воду. У цьомунагнетательние свердловини мають або вздовж зовнішнього контуру нафтогазоносності — система розробки ззаконтурним нагнітанням (>заводнением), або всередині площі нафтової поклади — система розробка звнутриконтурним нагнітанням (>заводнением).

3.1 Типи й характеристики

• Природний заводнення. Система розробки пласта за природногозаводнении ефективна лише тому випадку, коли є потужна природна водонапірна система, забезпечує заповнення пластовоюанергии з усього обсягу поклади (якщо продуктивна площа невідь що велика) при заданих темпах відбору нафти. І тут пласт повинен мати високими кіл лекторським і властивостями (особливо стосовно проникності), бути монолітним — характеризуватися невеличкий ступенем розчленованості.

Ефективність природногозаводнения залежить й у значною мірою від в'язкості нафти, і, зазвичай, співвідношеннявязкостей нафти й ті види повинно бути вищеµо=5-б, (>µн/µв=µо), а рухливість нафти (>kпр/µ) не нижче0,2x10-12м2 >м7мПа.с. І тут досягається високий природний коефіцієнт нафтовіддачі до 0,6—0,7 і навіть 0,8 (XVI пласт Жовтневого родовища, почетНКП родовищаСурахани, пластД1 родовищаЗольнийОвраг). Під час розробки експлуатаційні свердловини розташовуються рядами паралельно контурунефтеносности, у своїй найефективнішеработаютексплуатационние свердловини перших чотирьох зовнішніх рядів. При розмірах поклади, дозволяють кожному крилі складки спроектувати понад чотири рядів експлуатаційних свердловин, слід пам'ятати, що ефективність одночасної роботи свердловин віддаленіших від контурунефтеносности рядів збуде значно меншою і її підвищення потрібно введення додаткової енергія. Це з тим, що свердловини вже четвертого низки є екраном для напору природних крайових вод.

•Законтурное заводнення. Вперше цю систему розробки була промислово освоєна в 1948 р. на пластах девону (>Д1 іД2)Туймазинского родовища. Надалізаконтурное заводнення здійснювалося на родовищахЗольнийОвраг,Бавлниское,Шкапогвское та інших. Система розробки ззаконтурнимзаводнением жевріє багато з системою розробки за природногозаводнении і від неї лише спеціальниминагнетательними свердловинами, розташованими в водоносної частини пласта вздовж контурунефтеносности.

>Законтурное заводнення — поширений у сучасній практиці розробки покладів нафти метод на пласт. Його застосування передбачає розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин кільцевими рядами вздовж контурівнефтеносности. Така система розробки ефективна розробки невеликих площею покладів нафти.

Слід пам'ятати, як і сферу застосування природногозаводнения, саме: при ширині площінефтеносности майже п'ять км, коли кожному крилі складки можна спроектувати більше трьох рядів свердловин,законтурная закачування води не забезпечує енергією центральні, більш віддалені частини поклади, зазвичай найпродуктивніші. Для покладів шириною більш 4—5 км доводиться переходити до всерединіконтурному заводнення.

Ефективністьзаконтурногозаводнения залежить також від розчленованості пласта, і успішному застосуванню зазначеної системи сприятиме порівняно однорідне будова продуктивного пласта. І. П.Чоловский вказує, щозаконтурное заводнення буде ефективний при:

а) відносно високихколлекторских властивості пласта — більш 0,2-10-12 м2;

б) невисокому співвідношеннівязкостей нафти та води — до 3;

в) рухливості нафти не нижче 0,2-10-12 м2 (>мПа-с).

Здебільшого ефективність процесу розробки ззаконтурнимзаводнением залежить також від співвідношення обсягів закачування та відбору рідини:яри меншому обсязі закачування процесзаводненияСудет малоефективним; при надмірно великий обсяг закачування процес буде непродуктивною, бо більшу частинузакачиваемой водиоттекатьзаконтурную область (нерідко ефективність закачування становить 20—50%).

Важливе значення також має правильне розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин. Доцільно експлуатаційні свердловини кілька видаляти від контурунефтеносности, анагнетательние свердловини розташовувати від цього з відривом, однакову приблизно половині прийнятого відстані міжнагнетательними свердловинами. У зв'язку з цим необхідно досить точно визначати становище початкового контурунефтеносности.

•Приконтурное заводнення є різновидомзаконтурногозаводнения використовується тоді, коли проникність пласта взаконтурной частини знижена немає взагалі хороша гідродинамічна зв'язок цієї маленької частини з зоною відбору. І тутнагнетательние свердловини розміщуються вводонефтяной частини пласта (вприконтурной зоні) вздовж внутрішнього контурунефтеносности. Така, система розробки уперше було запропонована У ХІ стМелик-Пашаевим дляподкирмакинской почту однієї з морських родовищ Азербайджану.

•Внутриконтурное нагнітання. Оскількизаконтурное нагнітання призводить до консервації значних

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація