Анализ сагайдакского месторождения

Федеральное агентство по образованию 

Пермский Национальный  Исследовательский Политехнический  Университет

 

 

 

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

 

 

АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ САГАЙДАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

 

Выполнил студент гр:БНГСу-10-2з  Смирнов М.С.

Проверил : Кочнева О.Е.

 

 

 

 

 

 

 

 

Пермь 2011

Содержание

 

1.Местоположение месторождения.

2.Тип месторождения.

3.Стратиграфия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Местоположение месторождения

 

1.Месторождение нефти и газа представляет собой одну или несколько залежей, приуроченных к ограниченной площади, генетически связанных между собой и обязанных происхождением общим геологическим факторам. Понятия «месторождение» и «залежь» взаимосвязаны. Как известно, различают одно - и многозалежные месторождения.

Сагайдакское  месторождение находится на территории Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области, на территории Украины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип месторождения

2.Существует два основных класса месторождений: месторождение платформ и месторождение складчатых областей. Данное месторождение относится к месторождению платформ, так как  у него незначительные дизъюнктивные нарушения, оно приурочено к пологим антиклинальным формам, существуют площади нефтегазовых и водонефтяных контактов,      присутствует ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохранения залежей, есть газовые залежи.

Платформенные месторождения  содержат 96% запасов нефти и 99% газа. На платформах во всём мире сосредоточено  большинство гигантских месторождений (Восточно-Европейская, Северо-Американская, Африканкая и другие платформы).

Данное месторождение  по сложности геологического строения относится к простым месторождениям, связанными с ненарушенными структурами. Продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и по разрезу.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ  И ГАЗА

В основу большинства разработанных  к настоящему времени классификаций  залежей нефти и газа положены генезис и строение заключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи нефти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы земной коры.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если разработка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.

В большинстве  случаев формирование залежей нефти  и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно находятся в выступах верхних частей резервуаров.                 В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинамически связаны, что создает возможность для гравитационной дифференциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.

В качестве попытки разностороннего  рассмотрения залежей следует рассматривать  классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана в ловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ведения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию. Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.

Таблица 1.

Классификация и  номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

 и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Предлагаемое  наименование залежей	Основные особенности залежей
Однофазовые залежи
Газовые (Г)	Состоят в основном из СН4 с содержанием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи
Газоконденсатногазовые  (ГКГ)	Газовые залежи с содержанием  С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата до 30 см3/м3
Газоконденсатные (ГК)	Газовые залежи с содержанием  С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата 30-250 см3/м3    см3/м3
Конденсатные (К)	Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что  примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm3/m3
Залежи переходного  состояния (ЗПС)	Залежи УВ, которые  по своим физическим свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к критическому состоянию, занимая промежуточное положение между жидкостью и газом
Нефтяные (Н)	Залежи нефти с различным  содержанием растворенного газа (обычно менее 200-250 м3/т)
Двухфазовые залежи
Нефтегазовые (НГ)		Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических запасов нефти
Газонефтяные (ГН)		Залежи нефти  с газовой шапкой; геологические запасы нефти превышают запасы газа
Нефтегазоконденсатные (НГК)		Газоконденсатные  или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатнонефтяные (ГКН)		Нефтяные залежи с газоконденсатными  шапками;   геологические  запасы нефти превышают запасы газа и конденсата

 

Судя  по этой таблице, мы делаем вывод, что  наше месторождение относится к  газонефтяной залежи.

Газовая залежь в песчанистой пачке  триаса

Нефтяная залежь московского  яруса

Существует четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический.

Данное месторождение  относится к литологическому  классу локальных скоплений нефти  и газа.

 

 

 

 

 

 

 

Стратиграфия.

Профильный разрез месторождения  по линии

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сводный геологический разрез продуктивных отложений

Нефтянная залежь

Палеозойская  группа-PZ

Палеозойские отложения  ложатся с угловым несогласием  и глубоким перерывом в осадконакоплении на отложения рифей-вендского возраста. В связи с этим разрез палеозойских отложений является не полным: из разреза  выпадает кембрийская, ордовикская  и силурийская системы. Остальная  часть палеозойской группы подразделяется на системы: девонскую, каменноугольную  и пермскую. Мощность палеозойских отложений изменяется от 1000 до 1500 м.

Каменноугольная система-С

Каменноугольный период, сокращенно карбон (С) — предпоследний (пятый) геологический период палеозойской эры. Начался 358,9 ± 0,4 млн. лет назад, кончился 298,9 ± 0,2 млн лет назад. Продолжался, таким образом, около 60 млн. лет. Название получил из-за сильного углеобразования в это время.

Средний отдел-D₂ 

Среднедевонские отложения  широко развиты в пределах изученной  территории: на востоке они выходят  на поверхность, на западе залегают на глубинах 2300-2800 м. Повсеместно они ложатся с угловым несогласием и стратиграфическим перерывом на подстилающие породы рифей-вендского возраста и подразделяются на эйфейльский и живетский ярусы. Мощность среднего отдела колеблется в пределах 150-180м.      

Московский  ярус- Cm2

Московский ярус (от названия г. Москвы), верхний ярус среднего отдела каменноугольной системы по схеме, принятой в СССР Выделен русским геологом С. Н. Никитиным в 1890. Представлен карбонатными толщами с фораминиферами, брахиоподами кораллами и др. В ряде районов СССР (Донецкий угольный бассейн, Карагандинский угольный бассейн и др.) сложен угленосными толщами с растительными остатками.

Нефтегазоносность

Нефтяная залежь московского яруса  находится на глубине одна тысяча сто метров(1100 м) в известняковом отложении.