Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 628
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
22,7 %. Содержание TiO2 по опробованным скважинам колеблется в пределах 0,9-1,2
%. Нефтеносность пласта слабая – содержание нефти 0,12-2,0%.
Максимальная толщина пласта I в северной и западной частях Ухтинской складки достигает более 60 м при песчанистости до 15-30 %, но в резко сокращённых разрезах песчанистость иногда может достигать и 50 %. Средняя толщина пласта 1 в пределах поля распространения саргаевского горизонта на Ярегском месторождении составляет 4 м, а вышележащих зеленовато-серых глин с прослоями мергелей и известняков – 18 м.
Рыхлые четвертичные образования перекрывают палеозойские породы сплошным чехлом неравномерной толщины (от 0,3-1,0 м до 70м). В основании покрова прослеживается комплекс ледниково-морских образований из валунных суглинков и глин, включающих линзовидные прослои разнозернистых песков с гравием, галькой и валунами различных пород. Средняя толщина на Ярегском месторождении около 20 м. Завершают разрез современные озерно-болотные и аллювиальные отложения толщиной до 5-8 м. Средняя толщина четвертичных отложений на Яреге – 27 м.
Особенности тектонического строения Ярегского месторождения определяются его расположением в пределах Восточно-Тиманского мегавала – структуры I порядка, осложняющей восточную часть Тиманской гряды.
Основным структурным элементом является Ухта-Ижемский вал, выделяемый в юго-восточной части мегавала, представляющий собой пологую асимметричную положительную структуру II порядка, четко выраженную в рельефе фундамента. Простирание вала северо-западное (тиманское), размеры около 260х10-1-50 км, амплитуда по поверхности фундамента не менее 800 м. На юго-западе вал отделяется зоной глубинного разлома («Большой Ярегский» сброс) от Тобысьской и Верхневольской депрессий, на северо-востоке по региональному нарушению (Верхнеижемскому флексуро-сбросу) граничит
с районами Ижма-Печорской синеклизы.
Вежавожская структура расположена в крайней юго-восточной части Ярегского месторождения на периклинали Ухтинской складки. Простирание структуры северо-западное (340), размеры в контуре изогипсы минус 10 м по кровле песчаников продуктивного пласта III составляют 11.3х2 км.
Структура асимметрична, более короткое и крутое юго-западное крыло характеризуется углами падения до 2-230, пологое северо-восточное – до 130. Юго-западное крыло в присводовой части рассечено и опущено по ряду тектонических нарушений зоны «Большого Ярегского» сброса, трассируемых между скважинами 709-722 и 722-2048.
По кровле фундамента и подошве верхнедевонских отложений Вежавожская площадь занимает гипсометрически наиболее высокое положение в структуре месторождения (до плюс 67.6 м в скв. 713). Центральная и юго-восточная части свода структуры располагаются над выступом фундамента, размеры которого около 4.6х2 км, амплитуда более 50 м. На большей части этого выступа продуктивный пласт отсутствует.
Пологое северо-восточное крыло Вежавожской структуры шириной до 2 км, в отличие от других площадей месторождения, практически полностью располагается над склоном фундамента, где толщина продуктивного пласта III относительно невелика (до 20-30 м). Грабенообразная впадина в фундаменте, выполненная песчаниками пласта III значительной толщины (до 50-60 м), прослеживается восточнее, за контуром нефтеносности пласта III.
Рисунок 4 – Выкопировка из карты тектонического районирования Тимано-Печорской
провинции
Крупные тектонические нарушения Ярегского месторождения представлены, в основном, сбросами четырех направлений. Из них наиболее распространенные северо-западные и субмеридиональные характеризуются значительной амплитудой, выдержанностью и прямолинейностью. Реже встречающиеся субширотные и северо- восточные (30-40) разрывы характеризуются небольшой амплитудой (до 10 м), прерывистостью и сопровождаются неустойчивыми зонами дробления.
Как в зонах, так и вне зон крупных тектонических нарушений все породы месторождения трещиноваты и расчерчены мелкими дизъюнктивами. Особое значение имеют дизъюнктивная нарушенность и трещиноватость продуктивного пласта III, в значительной степени определяющие его фильтрационные свойства.
По данным шахтной разработки продуктивный пласт III Ярегского месторождения интенсивно, но неравномерно разбит радиальными крутопадающими (60-80) нарушениями на множество блоков самых различных размеров и форм. В верхней части пласта трещины и дизъюнктивы встречаются в среднем через каждые
25 м, в нижней (вблизи фундамента) – через 7-8 м. Амплитуда смещения незначительна – от мм до 1-2 м.
Дизъюнктивы и трещины северо-западного и субмеридионального направлений относятся к типу трещин сжатия. Они прямолинейны, характеризуются сомкнутостью и притертостью стенок с зеркалами скольжения. Трещины растяжения (обычно северо-восточного и субмеридионального направлений) также прямолинейны, но обладают неровными, бугристыми поверхностями стенок и зачастую сопровождаются
зонами дробления шириной от 15-20 см до 0.8-3 м, редко
– до 6 м. Встречаются зияющие трещины шириной до 20-40 см, заполненные обычно рыхлой брекчией и песком.
Поскольку данных для характеристики большинства нарушений явно недостаточно, структурные планы площадей подсчета запасов составлены, в основном, в пликативном варианте. На них отражены лишь наиболее крупные тектонические нарушения значительной амплитуды (от 20-30 до 60 м). Прочие предполагаемые крупные нарушения лишь протрассированы и условно нанесены как безамплитудные.
Рисунок 5 – Геологическая карта Ухтинского района
По проектному участку площадь подсчета запасов нефти и руды составила 40,0 тыс. м2, изменение нефтенасыщенной толщины от 0,5 до 50 м при средневзвешенном значении нефтенасыщенной толщины – 18,1м. Все подсчетные параметры приняты по аналогии с утвержденными коэффициентами Ярегской площади шахтного поля 3. Начальные балансовые запасы нефти по шахтному полю3 составили 30675 тыс. т., в том числе начальные запасы нефти на проектируемом участке в целом по пласту III составили 152,5 тыс т. при объеме нефтенасыщенных песчаников 728 тыс. м3. Запасы нефти в рудной части 3-го пласта (D2 af) составляют 72,9 тыс.т.
Запасы нефти Ярегского месторождения
%. Нефтеносность пласта слабая – содержание нефти 0,12-2,0%.
Максимальная толщина пласта I в северной и западной частях Ухтинской складки достигает более 60 м при песчанистости до 15-30 %, но в резко сокращённых разрезах песчанистость иногда может достигать и 50 %. Средняя толщина пласта 1 в пределах поля распространения саргаевского горизонта на Ярегском месторождении составляет 4 м, а вышележащих зеленовато-серых глин с прослоями мергелей и известняков – 18 м.
Четвертичные отложения
Рыхлые четвертичные образования перекрывают палеозойские породы сплошным чехлом неравномерной толщины (от 0,3-1,0 м до 70м). В основании покрова прослеживается комплекс ледниково-морских образований из валунных суглинков и глин, включающих линзовидные прослои разнозернистых песков с гравием, галькой и валунами различных пород. Средняя толщина на Ярегском месторождении около 20 м. Завершают разрез современные озерно-болотные и аллювиальные отложения толщиной до 5-8 м. Средняя толщина четвертичных отложений на Яреге – 27 м.
-
Тектоника
Особенности тектонического строения Ярегского месторождения определяются его расположением в пределах Восточно-Тиманского мегавала – структуры I порядка, осложняющей восточную часть Тиманской гряды.
Основным структурным элементом является Ухта-Ижемский вал, выделяемый в юго-восточной части мегавала, представляющий собой пологую асимметричную положительную структуру II порядка, четко выраженную в рельефе фундамента. Простирание вала северо-западное (тиманское), размеры около 260х10-1-50 км, амплитуда по поверхности фундамента не менее 800 м. На юго-западе вал отделяется зоной глубинного разлома («Большой Ярегский» сброс) от Тобысьской и Верхневольской депрессий, на северо-востоке по региональному нарушению (Верхнеижемскому флексуро-сбросу) граничит
с районами Ижма-Печорской синеклизы.
Вежавожская структура расположена в крайней юго-восточной части Ярегского месторождения на периклинали Ухтинской складки. Простирание структуры северо-западное (340), размеры в контуре изогипсы минус 10 м по кровле песчаников продуктивного пласта III составляют 11.3х2 км.
Структура асимметрична, более короткое и крутое юго-западное крыло характеризуется углами падения до 2-230, пологое северо-восточное – до 130. Юго-западное крыло в присводовой части рассечено и опущено по ряду тектонических нарушений зоны «Большого Ярегского» сброса, трассируемых между скважинами 709-722 и 722-2048.
По кровле фундамента и подошве верхнедевонских отложений Вежавожская площадь занимает гипсометрически наиболее высокое положение в структуре месторождения (до плюс 67.6 м в скв. 713). Центральная и юго-восточная части свода структуры располагаются над выступом фундамента, размеры которого около 4.6х2 км, амплитуда более 50 м. На большей части этого выступа продуктивный пласт отсутствует.
Пологое северо-восточное крыло Вежавожской структуры шириной до 2 км, в отличие от других площадей месторождения, практически полностью располагается над склоном фундамента, где толщина продуктивного пласта III относительно невелика (до 20-30 м). Грабенообразная впадина в фундаменте, выполненная песчаниками пласта III значительной толщины (до 50-60 м), прослеживается восточнее, за контуром нефтеносности пласта III.
Рисунок 4 – Выкопировка из карты тектонического районирования Тимано-Печорской
провинции
Крупные тектонические нарушения Ярегского месторождения представлены, в основном, сбросами четырех направлений. Из них наиболее распространенные северо-западные и субмеридиональные характеризуются значительной амплитудой, выдержанностью и прямолинейностью. Реже встречающиеся субширотные и северо- восточные (30-40) разрывы характеризуются небольшой амплитудой (до 10 м), прерывистостью и сопровождаются неустойчивыми зонами дробления.
Как в зонах, так и вне зон крупных тектонических нарушений все породы месторождения трещиноваты и расчерчены мелкими дизъюнктивами. Особое значение имеют дизъюнктивная нарушенность и трещиноватость продуктивного пласта III, в значительной степени определяющие его фильтрационные свойства.
По данным шахтной разработки продуктивный пласт III Ярегского месторождения интенсивно, но неравномерно разбит радиальными крутопадающими (60-80) нарушениями на множество блоков самых различных размеров и форм. В верхней части пласта трещины и дизъюнктивы встречаются в среднем через каждые
25 м, в нижней (вблизи фундамента) – через 7-8 м. Амплитуда смещения незначительна – от мм до 1-2 м.
Дизъюнктивы и трещины северо-западного и субмеридионального направлений относятся к типу трещин сжатия. Они прямолинейны, характеризуются сомкнутостью и притертостью стенок с зеркалами скольжения. Трещины растяжения (обычно северо-восточного и субмеридионального направлений) также прямолинейны, но обладают неровными, бугристыми поверхностями стенок и зачастую сопровождаются
зонами дробления шириной от 15-20 см до 0.8-3 м, редко
– до 6 м. Встречаются зияющие трещины шириной до 20-40 см, заполненные обычно рыхлой брекчией и песком.
Поскольку данных для характеристики большинства нарушений явно недостаточно, структурные планы площадей подсчета запасов составлены, в основном, в пликативном варианте. На них отражены лишь наиболее крупные тектонические нарушения значительной амплитуды (от 20-30 до 60 м). Прочие предполагаемые крупные нарушения лишь протрассированы и условно нанесены как безамплитудные.
Рисунок 5 – Геологическая карта Ухтинского района
-
Полезные ископаемые
По проектному участку площадь подсчета запасов нефти и руды составила 40,0 тыс. м2, изменение нефтенасыщенной толщины от 0,5 до 50 м при средневзвешенном значении нефтенасыщенной толщины – 18,1м. Все подсчетные параметры приняты по аналогии с утвержденными коэффициентами Ярегской площади шахтного поля 3. Начальные балансовые запасы нефти по шахтному полю3 составили 30675 тыс. т., в том числе начальные запасы нефти на проектируемом участке в целом по пласту III составили 152,5 тыс т. при объеме нефтенасыщенных песчаников 728 тыс. м3. Запасы нефти в рудной части 3-го пласта (D2 af) составляют 72,9 тыс.т.
Запасы нефти Ярегского месторождения