И. М. Губкина Кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Л. В. Милосердова, Р. Н. Мустаев, Л. Г. Гайсина Учебно-Методическое пособие



страница1/4
Дата23.11.2017
Размер0,58 Mb.
  1   2   3   4
Россйский государственный университет нефти и газа

имени И.М. Губкина


Кафедра теоретических основ поисков и разведки

нефти и газа

Л. В. Милосердова, Р. Н. Мустаев, Л. Г. Гайсина
Учебно-Методическое пособие к дисциплине
ОСНОВЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ

Месторождений полезных ископаемых
под редакцией проф. В.Ю. Керимова

Направление подготовки (специальности)



«Технология геологической разведки»

Специализации:



Геофизические методы исследования скважин

Сейсморазведка

Москва, 2014
Содержание
Предисловие………………………………………………… 2

Введение ………………………………………………………… 3

I.

Прогнозирование нефтегазоносности недр на основе историко-генетического метода

5

1.1

Предварительные сведения для выполнения работы

6

1.2.

Исходные данные

8

1.3.

Методика выполнения работы

8

1.3.1.

Графические построения

18

1.3.2

Создание аналитической записки

18




Оформление аналитической записки

18




Содержание аналитической записки

18




Защита аналитической записки

21

II

Обоснование заложения поисковых и разведочных скважин

22

2.1

Априорные сведения для выполнения работы

22

2.2

Методика выполнения работы

24

2.2

Создание аналитической записки

25




Рекомендуемая литература

27




Приложения

28


Предисловие
Учебно-методическое пособие предназначено для студентов-геофизиков изучающих основы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. Здесь охарактеризованы требования к выполнению и защите работ, представлены описания практических заданий, включающие основные теоретические сведения, примеры вариантов и методика выполнения работ, а также отчетность и условия оценки всех видов работ, выполняемых в процессе изучения дисциплины. Так как пособие предназначено для студентов, специализирующихся в геологии нефти и газа, практические работы даны применительно к поискам и разведки нефти и газа.

Основное внимание в работах уделено геологическому обоснованию применяемых методик. Это сделано сознательно, так как прежде, чем знакомить студента с прикладными пакетами программ, что предусмотрено на последующих курсах, он должен освоить геологическую сущность изучаемых процессов. Весте с тем не возбраняется применение компьютерных программ для выполнения отдельных фрагментов работы (построение карт в изолиниях различного содержания, построение модели прогрева и т.д.).

Исходными данными являются реальные геологические сведения по нефтегазоносности, основой которых послужила Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, адаптированные к временным и информационным возможностям студентов-третьекурсников.

Учебно-методическое пособие сопровождается набором приложений, минимумом справочных материалов. Недостающие материалы студентам предлагается найти самостоятельно (в учебной и справочной литературе и в списке рекомендуемой литературы).



Введение

После изучения дисциплины студент должен знать принципы и методы прогнозирования нефтегазоносности недр, уметь характеризовать нефтегазоносность конкретной территории на основе историко-генетического метода и иметь представление о поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. Список компетенций, знаний и умений, приобретаемых студентом в процессе обучения дисциплине приведен в аннотации учебной программы дисциплины (официальный сайт РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина → образование → учебно-методическое управление → (левая колонка аннотации основных образовательных программ (ФГОС) специалисты → 130102 Технология геологической разведки специализация – Геофизические методы исследования скважин, специализация – Сейсморазведка → стр. 237- 241.



В процессе освоения дисциплины студент должен выполнить две комплексных работы

  1. Прогнозирование нефтегазоносности недр на основе историко-генетического метода, в которую входит выполнение нескольких графических работ, а также составление (домашнее задание) и защита аналитической записки (3 занятие).

  2. Обоснование заложения поисковых и разведочных скважин в которую входит выполнение нескольких графических работ, составление (домашнее задание) и защита аналитической записки (7 занятие).

! Все варианты заданий индивидуальны!

Все графические работы должны выполнятся на листах формата А4 либо вручную, либо с помощью удобных для Вас компьютерных программ с выполнением всех требований к геологическим чертежам. После выполнения они должны быть проверены преподавателем и сшиты в папку в качестве приложений к аналитической записке

Контрольные работы предусмотрены на 4 и 8 занятиях.

Условия рейтинга

Выполняемые в семестре задания оцениваются следующим образом:



п/п

Наименование оцениваемых работ

БАЛЛЫ

Минималь.

Максимальн.

1

Прогнозирование нефтегазоносности недр на основе историко-генетического метода







1.1.

Построение структурных карт

2

4

1.2.

Построение карт мощностей верхней и средней юры

2

4

1.3.

Палеогеологические разрезы

2

4

1.4.

Карты суммарных мощностей

2

4

1.5.

Модели прогрева

2

4

1.6

Домашнее задание. Аналитическая записка и защита

5

10

2.

Обоснование заложения поисковых и оценочных скважин







2.1.

Структурная карта по кровле продуктивного горизонта с элементами залежи и разрез залежи

2

4

2.2.

Структурная карта по кровле продуктивного горизонта с элементами залежи и точками размещения поисковой и оценочных скважин

2

4

2.3

Структурная карта по кровле продуктивного горизонта с элементами залежи и точками размещения поисковых и оценочных скважин

2

4

2.4

Домашнее задание. Составление аналитической записки и её защита

4

8


Итого за работу в семестре

25

50

3

Промежуточный контроль







3.1.

Промежуточный контроль 1

10

20

3.2.

Промежуточный контроль 2

15

30




Зачет

25

50

ИТОГОВЫЙ РЕЙТИНГОВЫЙ БАЛЛ В СЕМЕСТРЕ

50

100

Работа № 1

Прогнозирование нефтегазоносности недр на основе историко-генетического метода
Цель работы:

Обучение принципам качественной оценки перспектив нефтегазоносности.


Задачи

  1. Закрепление умений построения структурных и других карт в изолиниях, палеогеологических разрезов и других геологических чертежей

  2. Закрепление умения словесного описания графических материалов

  3. Овладение принципами историко-генетического метода прогнозирования нефтегазоносности недр

В работе используется принципиальная схема оценки перспектив нефтегазоносности. Для производственных целей требуется привлечение более детальных и разнообразных сведений.

Графические построения могут выполняться или вручную, или с помощью компьютерных программ, которые студент посчитает нужным использовать.


      1. Исходные данные:

  1. Схема расположения скважин на изучаемом участке.

  2. Таблица с данными результатов параметрического бурения.

  3. Сведения о литологическом составе стратиграфических подразделений и их характеристиках.

  4. Литературные данные о нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (находятся самостоятельно в интернете и в рекомендуемых учебниках).


Отчетные материалы

  1. Структурные карты по поверхности фундамента и кровле стратиграфических подразделений

  2. Карты мощностей верхней и средней юры

  3. Палеогеологические разрезы

  4. Карты суммарных мощностей (5 карт).

  5. Модели прогрева

  6. Аналитическая записка

    1. Предварительные сведения для выполнения работы

Оценка перспектив нефтегазоносности территории проводится на основании историко-генетического метода. Этот метод включает палеотектонический, тектонический, литолого-фациальный, палеогеографический, геохимический, палеогидрогеологический, гидрогеологический, термобарический анализ территории.



Палеоструктурный анализ

Прежде всего, анализируют тектоническое строение территории и создают палеоструктурные карты для всех стратиграфических интервалов геологического разреза района. Обычно исходными данными для проведения тектонического анализа являются все имеющиеся на данную территорию материалы: структурные карты по отражающим горизонтам, или построенные по результатам бурения скважин, данные сейсморазведки (сейсмические профили), геологические разрезы, тектонические схемы и текстовые описания.



В данной работе мы будем строить карты по данным бурения.

Для реконструкции тектонического строения составляются системы палеоструктурных карт, по которым можно определить темпы относительных поднятий и прогибаний, время зарождения, перестройки и окончательного формирования локальных поднятий, то есть возможных ловушек для скопления нефти и газа.

Наилучшим образом этот метод работает на территориях компенсированного прогибания, которое чаще всего встречается на платформах. Считается, что при компенсированном прогибании накопленная за анализируемый интервал времени толщина осадочных горных пород пропорциональна величине прогибания дна бассейна осадконакопления за этот же период времени.

Метод нельзя применять при некомпенсированных прогибаниях, в районах развития солянокупольной тектоники и рифовых массивов, других биогермах, зонах развития прибрежных песчаных валов, баров и т.д.

Территория может считаться перспективной, если на ней развивается устойчивое дифференцированное прогибание. Прогибание приводит к образованию впадин, где накапливается большая мощность. А неравномерность прогибаний позволяет накапливаться различным фациям, в которых могут обосабливаться коллекторы и покрышки и формироваться локальные структуры. Углеводороды могут мигрировать из отрицательных структур в положительные и впоследствии аккумулироваться в ловушках.

Для палеотектонического анализа строятся палеотектонические кривые, карты мощностей и карты суммарных мощностей, строятся палеоразрезы и графики суммарных прогибаний используется метод изопахического треугольника.



В нашей работе мы будем строить карты суммарных мощностей и палеоструктурные карты и разрезы.

Западно-Сибирская плита имеет эпигерцинский возраст. В её строении принимает участие фундамент, сложенный дислоцированными докембрийскими и палеозойскими образованиями, фрагментарно развитый пермотриасовый промежуточный комплекс и мезокайнозойский осадочный чехол.

Анализ литологического состава слагающих разрез пород позволяет выявить в пределах разреза наличие нефтегазоматеринских пород, коллекторов и покрышек.

Нефтегазоматеринские породы характеризуются содержанием и типами органического вещества (ОВ)

Гумусовый – водная среда, окислительная обстановка, обилие растительности.

Сапропелевый – водная среда, восстановительная геохимическая обстановка, фитопланктон.
В процессе диагенеза органическое вещество превращается в кероген, который бывает трех типов:

Первый – который образуется из водорослевых черных сланцев.

Второй – образуется из сапропелевого ила.

Третий – образуется из гумусового органического вещества.

Из керогена второго типа образуются как газовые, так и жидкие углеводороды, из керогена третьего типа – только газовые углеводороды.

Палеогидрогеологическое и гидрогеологическое исследование проводится для выяснения палеогидрогеологических условий, имевших место в соответствующий цикл развития бассейна седиментации. Для этой цели выделяются области развития преимущественно элизионного, чередования элизионного и инфильтрационного этапов. Кроме того, на картах выделяют области питания и разгрузки различной интенсивности водоёмов.

При инфильтрационном режиме воды обогащены кислородом, а окислительная обстановка неблагоприятна для сохранения углеводородов.

При элизионном режиме господствует восстановительная обстановка, застойный режим, благоприятный для сохранения углеводородов.

Косвенно о элизионной обстановке свидетельствует отсутствие перерывов в осадконакоплении.



В основе термобарического анализа лежит замер современных температур в скважинах и определение палеотемператур. Задачами анализа является определение глубины начала генерации, построение модели прогрева, определение очага генерации и направление и пути миграции. Известно, что при температуре равной 60ºС органическое вещество начинает генерировать углеводороды, тогда как при t =180ºС углеводороды начинают разрушаться. Интервал температур от 60ºС до 180ºС назван нефтяным окном. Зная геотермический градиент (Δt =3.5ºС/100м) можно определить глубину генерации нефти для каждого конкретного случая.

    1. Исходные данные

Пример схемы расположения скважин и данных бурения



Рис.1. Пример карты варианта задания

Таблица 1.

Пример исходных данных одного из вариантов

№ скв.

Альтитуда устья скважины

Глубина залегания кровли

Глубина залегания фундамента

Q+N

P

K2

K1

J3

J2




1

113




98

399

964

2462

2563

3040

2

77




130

716

1273

2402

2470

2772

3

30




110

412

934

2375

2430

2649

4

136




130

456

1020

2426

2505

2859

5

10




102

546

1112

2434

2513

2867

6

43




124

442

1033

2438

23527

2939

7

50




142

526

1008

2335

2375

2568

8

83




113

612

1222

2436

2518

2878

9

67




101

578

1156

2412

2481

2784

10

56




118

408

984

2471

2577

3087


Описание геологического разреза осадочного чехла

      1. Описание геологического разреза осадочного чехла


Мезозойская группа (MZ)
Комплексы пород мезозойской группы включают отложения юрской и меловой систем.

Юрская система (J)

Юрская система представлена отложениями среднего и верхнего отделов. В разрезе отсутствуют породы нижнего отдела.
Средний отдел (J2)

Нижняя часть среднего отдела представлена глинистыми породами темного цвета с обильной фауной. Характерная пористость от 4 до 6%, проницаемость до 0,1 мД. Верхняя часть среднего отдела представлена песчаными породами, местами ожелезненными с включением пропластков углей. Характерные значения пористости от 12 до 16%, проницаемости от 10 до 50 мД


Верхний отдел (J3)

Верхний отдел юрской системы представлен черными битуминозными глинистыми породами баженовской свиты с обильной фауной. Характерные значения пористости до 5 %, проницаемости от 50 до 100 мД.

По литературным данным известно, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) сильно изменяются по площади.
Меловая система (К)

Меловая система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.



Нижний отдел (К1)

Нижний отдел К1 представлен в нижней части, в основном, песчаным материалом, светлого, светло-серого цвета с обильной фауной. Характерные значения пористости от 10 до 16 %, проницаемости до 100 мД.

В верхней части - глинистая толща, с фауной. Характерные значения пористости 8-10%, проницаемости до 1 мД
Верхний отдел (К2)

Верхний отдел меловой системы представлен в нижней части песчаной толщей. Характерные значения пористости 20-25%, проницаемости до 50 мД с включениями около двадцати пропластков углей коричневого цвета. В верхней части глинистая темноцветная толща. Цвет свидетельствует о наличии органических остатков.


Кайнозойская группа (KZ)

Представлена отложениями палеогеновой (Р) и неоген-четвертичной систем (N+Q).



Палеогеновая система (Р)

Палеогеновая система представлена разнозернистыми обломочными осадками коричневого цвета.


Неогеновая и четвертичная системы нерасчлененные (N+Q)

Представлены флювиоглициальными отложениями коричневого цвета.




    1. Методика выполнения работы


1.3.1. Графические построения
Графические построения выполняются вручную, или в любой пригодной для этого компьютерной программе, оформляются в соответствии с правилами оформления геологических чертежей (масштаб, зарамочное оформление, компоновка) и могут быть приняты после защиты работы. Сечение изолиний выбирайте самостоятельно, но желательно одинаковыми. Масштаб построений всюду должен быть одинаковым.
Построение структурных и палеоструктурных карт


  1. По исходным данным своего варианта постройте структурные карты по поверхности фундамента, кровле верхней и средней юры, нижнего и верхнего мела, палеогена (всего 6 структурных карт).

  2. Рассмотрите получившиеся карты и отметьте, какие антиклинальные складки присутствовали на территории в течение всей истории осадконакопления, а какие развивались с перерывами.

  3. Рассмотрите полученные карты и выберите наиболее информативное направление (максимальные и минимальные отметки структур) геологического разреза так, чтобы он проходил через пробуренные скважины. Разрез может иметь изломы.

  4. Определите на разрезе нефтагазоносные комплексы (нефтематеринские толщи, коллектор и покрышку) и покажите их специальным знаком.


Построение карт мощностей и карт суммарных мощностей
Для построения карт суммарных (накопленных) мощностей необходимо предварительно составить таблицы мощностей по всем выделенным временным диапазонам во всех скважинах. Это удобно сделать в виде таблицы (таблица 2).


Поделитесь с Вашими друзьями:
  1   2   3   4


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница